Mercedes Arias Luis Candela Keylor Perez Daniel Sagredo APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA ESQUEMA DE CONTENIDO ESQUEMA DE CONTENIDO ..................................................................................... 1 INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 2 1 ANTECEDENTES................................................................................................ 3 1.1 ISLA DE LA PALMA. GENERALIDADES..................................................... 4 1.2 LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS INSULARES................................................. 6 1.3 SISTEMA ELÉCTRICO ISLA DE LA PALMA ............................................... 8 1.4 PLAN DE AUTOSUFICIENCIA ENERGÉTICA........................................... 12 2 CENTRALES DE BOMBEO HIDRO-EÓLICAS ............................................... 15 3 ANÁLISIS DEL RECURSO............................................................................... 20 3.1 ESTUDIO HIDROLÓGICO............................................................................ 21 3.2 ESTUDIO DEL RECURSO EÓLICO ............................................................. 29 4 MEDIDAS MEDIOAMBIENTALES PREVENTIVAS Y CORRECTIVAS....... 34 4.1 INTRODUCCIÓN .......................................................................................... 35 4.2 RESPECTO A LA GENERALIDAD .............................................................. 36 4.3 RESPECTO A LAS VÍAS PÚBLICAS. .......................................................... 37 4.4 RESPECTO A LOS APROVECHAMIENTOS HIDROELÉCTRICOS........... 38 4.5 RESPECTO DE LA ENERGÍA EÓLICA ....................................................... 39 4.6 RESPECTO DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN....................................... 40 5 DIMENSIONAMIENTO DE LA CENTRAL ..................................................... 41 5.1 INTRODUCCIÓN .......................................................................................... 42 5.2 CARACTERÍSTICAS DE LA ACTUAL CENTRAL MINIHIDRÁULICA DE EL MULATO .......................................................................................................... 43 5.3 OPCIONES DE REPOWERING..................................................................... 46 5.4 CONSIDERACIONES PREVIAS AL DESARROLLO .................................. 47 5.5 DESARROLLO DE LA SOLUCIÓN ADOPTADA........................................ 50 5.6 SOLUCIÓN HIDRÁULICA ADOPTADA ..................................................... 59 6 DIMENSIONAMIENTO DEL PARQUE ........................................................... 61 6.1 SOPORTE INFORMÁTICO UTILIZADO ..................................................... 62 6.2 UBICACIÓN DEL EMPLAZAMIENTO. ....................................................... 63 6.3 DATOS DE VIENTO...................................................................................... 64 6.4 MODELIZACIÓN DE LA ZONA. ................................................................. 65 6.5 MODELIZACION DEL PARQUE EÓLICO. ................................................. 68 6.6 AEROGENERADOR...................................................................................... 73 6.7 ESQUEMA ELECTRICO Y CABLEADO ..................................................... 75 6.8 LOGÍSTICA Y TRANSPORTE DE AEROGENERADORES ........................ 77 6.9 RESULTADOS............................................................................................... 83 6.10 SOLUCIÓN EOLICA OPTADA..................................................................... 85 7 ANÁLISIS ECONÓMICO Y FINANCIERO...................................................... 86 7.1 Inversión ...................................................................................................... 87 8 CONCLUSIONES .............................................................................................. 91 9 ANEXOS ............................................................................................................ 92 1 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA INTRODUCCIÓN La crisis económica ha provocado un descenso de la demanda de energía eléctrica del sistema eléctrico Canario y, es una situación que ha favorecido a los planes de adecuación y de nuevas energías en las islas, de esta forma se podrá adecuar el sistema eléctrico a próximos crecimientos económicos sin poner en peligro la estabilidad de la red. Según los últimos datos, en 2009 la demanda cayó un 2,1% y supuso un total de 9.139 GWh. Las debilidades de los sistemas eléctricos insulares radica en la estabilidad de la red de transmisión, el bajo mallado, el aislamiento del sistema y la dependencia de grupos diesel. Estas características resaltan bastante en las Islas Canarias. La isla de La Palma no está ajena a las debilidades antes mencionadas y posee características en su sistema de potencia que la alejan de los objetivos de Plan Energético de Canarias, porque no han integrado energías renovables en su mix energético a pesar de contar con recursos para ello. El aprovechamiento hidroeólico de la Isla de la Palma que se plantea a continuación pretende colaborar con la instalación de energía limpia en la isla a través de la repotenciación de la Central del Mulato de 800kW a 5MW, y de un parque eólico de 5MW con el cual se realizará el bombeo para la central reversible. El funcionamiento de la central de bombeo deberá contribuir al control de la potencia en las horas pico, en la estabilidad de la frecuencia y en la participación en la medida de sus posibilidades del plan de deslastre de cargas por baja frecuencias ante alguna contingencia. Además contribuirá a reducir los costes de la energía en las horas pico por evitar en su medida que entren unidades más caras a cubrir los desequilibrios de oferta demanda. Actualmente en la isla existe una potencia instalada de 91,47MW, de los cuales el 88,3% es energía de centrales térmicas con Gas y Diesel como combustibles; 0,87% es de la central hidroeléctrica el Mulato y el restante 10,86% es de diferentes instalaciones eólicas. Con la repotenciación y el bombeo de la central del Mulato, se pasaría de un total de 11,73% renovable a 15,71%. 2 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 1 ANTECEDENTES 3 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 1.1 ISLA DE LA PALMA. GENERALIDADES La Palma es una isla del océano Atlántico (Latitud: 28,6 Longitud: 17,7) perteneciente al archipiélago de Canarias (España). La misma esta adscrita y perteneciente a la provincia de Santa Cruz de Tenerife. La isla se divide en 14 municipios siendo la capital Santa Cruz de La Palma en la costa este de la misma. La Isla tiene forma de triángulo isósceles con el vértice más agudo dirigido hacia el Sur, y mide 29 kilómetros de Este a Oeste y 47 kilómetros de Norte a Sur. Tiene una superficie de 708,32 km² (9,45% del territorio canario) y una población de 86.996 habitantes (INE, Diciembre de 2009). Su territorio es muy abrupto, alcanzando los 2.426 m en el Roque de los Muchachos, punto más elevado. En el tercio norte se encuentra una gran depresión de origen erosivo que forma la Caldera de Taburiente, declarada Parque Nacional en 1954. Desde el centro de la isla hasta el sur, en la llamada Cumbre Vieja, hay una serie de volcanes entre los que se encuentran el de San Antonio, San Juan y el Teneguía (última erupción volcánica de Canarias en 1971). La Palma también posee el Parque Natural de Cumbre Vieja y el Parque Natural de Las Nieves, así como una serie de entidades protegidas de menor tamaño y grado de protección. En 1983, la zona de "El Canal y Los Tilos" es declarada como Reserva de la biosfera por la Unesco. Esta área se amplió en 1997 para formar la "Reserva de la Biosfera de Los Tilos". Finalmente, en 2002 se extendió la reserva a toda la isla con la denominación de Reserva de la Biosfera de La Palma. La Palma es una de las islas canarias con mayor superficie boscosa, tanto de pinos como de laurisilva. En cuanto a la agricultura, los cultivos principales son el plátano de Canarias y la vid. La economía está basada en el sector terciario, principalmente turismo, lo que ha propiciado el desarrollo de la construcción. El turismo comenzó en los años 60 con los escandinavos, después vinieron los alemanes e ingleses que forman el grueso del turismo, cuya temporada fuerte es la invernal. Actualmente se cultivan en la isla unas tres mil hectáreas de plátanos, siendo la segunda isla de Canarias donde más se cultiva (tras Tenerife), además existen plantaciones de cítricos, aguacates, verduras, papas y uvas (destinadas a la elaboración de vino). El traslado del agua de las cumbres a las huertas se hace a través de una red de galerías filtrantes y canales. La ganadería es principalmente caprina, destinada a la obtención de leche y la elaboración de quesos. Al contrario de la agricultura, las manufacturas y las industrias tienen una presencia escasa en La Palma. En la isla existen algunos establecimientos que transforman los productos de la tierra en productos de consumo y/o en obras de arte. También, gracias al turismo, la industria de la construcción tiene una presencia cada vez mayor en la isla. Sólo existía una fábrica, la fábrica de puros de El Paso, con 300 trabajadores, que producía grandes cantidades de cigarros. Los cuales son exportados al mercado alemán. También existen pequeños talleres de bordados y de sedas. 4 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Las exportaciones principales de La Palma son las de productos agrícolas; pese a ello, la balanza de importaciones y exportaciones sigue siendo negativa, es decir, se importa más de lo que se exporta. Entre los productos exportados se encuentra el plátano, naranjas, limones y productos agropecuarios. Las importaciones principales, generalmente de la España peninsular, son el petróleo, productos de consumo y productos mecánicos y eléctricos. 5 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 1.2 LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS INSULARES Los sistemas eléctricos insulares presentan características tales que la estabilidad es un problema de primer orden. Los estudios de estabilidad de sistemas eléctricos investigan la capacidad de estos sistemas de alcanzar un punto de funcionamiento estable tras la ocurrencia de una perturbación, por ejemplo un cortocircuito o la desconexión de un generador, línea o transformador. Dichos estudios afectan a la planificación y explotación de los sistemas eléctricos en mayor o menor medida dependiendo de las características de los mismos. Los sistemas insulares son 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 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. Estos sistemas presentan unas características especiales en cuanto a su funcionamiento independiente de cualquier apoyo exterior, con las limitaciones propias de un sistema que trabaja con márgenes de reserva mayores (el fallo de un grupo es siempre posible), y con unos márgenes de regulación superiores a los que se pueden dar en un sistema que trabaja en “pool”, donde el apoyo exterior significa una disminución de los efectos del fallo de un grupo generador o una demanda, y su influencia en el comportamiento de los parámetros de tensión y frecuencia, base de la regulación del sistema, es menor. Por otro lado, por su propia concepción presentan mayores problemas de estabilidad que los sistemas mayores ya que su generación está generalmente constituida por grupos de baja inercia, grupos diesel y centrales de gas, en ciclo abierto o combinado, lo que hace que la inestabilidad del sistema frente a perturbaciones sea mayor que en sistema con generación constituida por grupos de mayor inercia, como las grandes centrales nucleares o grandes grupos de carbón o fuel. Otra característica de los sistemas insulares suele ser el bajo mallado de su red de transporte, normalmente constituida por sistemas de media tensión que, condicionados por las bajas demandas, hacen que la red presente unas condiciones de trabajo menos adecuadas a casos de emergencia o de fallo local, al no estar preparados para cubrir cualquier fallo de un elemento del sistema, condición N-1, sin sufrir sobrecargas en los que restan en servicio, lo que normalmente obliga a la realización de planes de deslastre de consumidores, con el fin de poder mantener de forma eficiente el equilibrio entre la generación y la demanda. En definitiva el problema de los sistemas insulares deriva en una menor calidad de servicio, con unos costes mucho más elevados, que los que se producen en sistemas de gran dimensión, como el peninsular español. Desde un punto de vista de análisis de la estabilidad en un sistema aislado, un criterio usual es partir de las condiciones normales de operación y comprobar el comportamiento del sistema cuando se produce el disparo del mayor grupo rodante. En principio se propone encontrar la reserva primaria suficiente para evitar la pérdida del sistema eléctrico, en la hipótesis de no existencia de los relés de deslastre de carga por baja frecuencia ya que, en teoría, se podrían evitar los deslastres de carga por sub-frecuencia si, tras una pérdida de generación, en el punto de desvío dinámico máximo de la frecuencia no se baja 6 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA de 48 Hz. No obstante, en la realidad, los deslastres de cargas se dan a partir de frecuencias inferiores a 49 Hz. Los relés de mínima frecuencia de los generadores suelen estar ajustados en valores de 47,5 Hz o menores. Este criterio de reserva es general. Normalmente, a no ser que existan grupos muy grandes con relación a la demanda, con un nivel de reserva rodante igual a la potencia del mayor generador del sistema se cubren las necesidades de regulación primaria y secundaria, tanto en punta como en valle, sin necesidad de recurrir al deslastre de cargas por frecuencia. Hay que tener en cuenta, la necesidad de reponer no sólo la frecuencia sino el servicio en tiempos reducidos tras un evento que produzca un desequilibrio importante, lo que exigiría, en todo caso, la adopción de una reserva rodante que cubra al menos el mayor generador de cada sistema. Al final, o se deslastra el sistema, o se mantiene el sistema en funcionamiento con reserva suficiente para que el mayor fallo de generación no cause desequilibrios que al final obliguen de todas formas a deslastrar el sistema o incluso puedan provocar un cero energético (black out). 7 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 1.3 SISTEMA ELÉCTRICO ISLA DE LA PALMA El sistema eléctrico canario cuenta con seis subsistemas eléctricamente aislados y de pequeño tamaño comparados con el peninsular. Actualmente carecen de cualquier posibilidad de interconexión entre sí por las grandes profundidades marinas que impiden el tendido de cables submarinos; sin embargo, existe una excepción entre las islas de Lanzarote y Fuerteventura. Este condicionante no permite aprovechar las sinergias que brindan las interconexiones eléctricas y que se resume en una mayor estabilidad en un sistema. Este aislamiento produce además un incremento del coste de la generación por la imposibilidad de realizar una optimización conjunta del sistema para asegurar la calidad de servicio. Además, el PECAN (Plan Energético de Canarias) marca una senda de integración de energías renovables -fuertemente intermitentes y difícilmente previsibles- en estos sistemas para el que no existe un referente conocido y supone un desafío adicional en la gestión del necesario equilibrio entre la generación y el consumo. Islas Canarias Existen dos centros de control, uno en Gran Canaria y otro en Tenerife. Ambos funcionan como un único centro virtual que trabaja de forma conjunta con los despachos de las empresas de generación y distribución canarios. Estos centros se encargan de realizar labores como la programación diaria de la operación, el despacho económico de la generación o el estudio de los trabajos en la red de transporte. Una de las principales diferencias entre los sistemas eléctricos peninsular y canario es precisamente el método de programación de la generación por el aislamiento y tamaño de este sistema. El R.D. 1747/2003 de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, pone de manifiesto que el sistema canario por su aislamiento y 8 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA tamaño requiere un tratamiento diferenciado con respecto al peninsular. Por eso, mientras que en la península existe un mercado libre con oferta y demanda con varios generadores, en Canarias se ha implantado un método de asignación efectivo de la generación, basado en la minimización de los costes variables de los grupos programados. Para realizar esta asignación, Red Eléctrica ha desarrollado para Canarias la herramienta informática "SOLE", que realiza las funciones equivalentes a las del SIOS (Sistema de Información del Operador del Sistema) en la península y tiene en cuenta los parámetros técnicos de los grupos y los costes variables de los mismos. Esta aplicación establece, para cada hora, qué grupos deben funcionar y qué potencia deben suministrar. Inicialmente se parte de una orden de mérito económico que contempla dos aspectos: que se satisfaga la demanda total del sistema eléctrico y que se haga al menor coste posible. Posteriormente, se somete dicha solución a un estudio de restricciones técnicas que, además de las dos variables anteriores, tiene en cuenta la distribución eléctrica de los grupos de generación en el sistema eléctrico de potencia. La resolución de restricciones técnicas da la solución técnica que cumple con los requisitos de eficiencia económica, seguridad y calidad del suministro eléctrico. Dentro del modelo de funcionamiento del sistema eléctrico canario, se desarrollan las siguientes actividades: Recibe de los productores la información necesaria para ejecutar el programa de generación (disponibilidad de grupos, reservas de combustible, etc), así como las previsiones de demanda de los distribuidores, comercializadores y consumidores. En el caso canario, las puntas de demanda suelen estar ligadas a la época de mayor ocupación turística que se corresponden con los meses de octubre, noviembre y diciembre. Con esta información y con sus propias previsiones de demanda: Elabora el programa de funcionamiento horario de los grupos generadores de electricidad más económico para satisfacer la demanda de energía en función de los costes de producción, Analiza y gestiona la viabilidad técnica de dicho programa con las infraestructuras existentes para el transporte de energía eléctrica, desde los centros de producción hasta las zonas de consumo. Posteriormente, publica la cantidad de energía que debe producir cada empresa generadora, así como los costes de generación para que puedan ser realizadas las liquidaciones económicas. Además, planifica el desarrollo de la red de transporte, gestiona los accesos a ella y se ocupa de la correcta gestión del sistema generación-transporte en tiempo real. Endesa Generación es la propietaria de la mayoría de las centrales de producción de energía eléctrica de los sistemas eléctricos insulares españoles. Estos sistemas han experimentado un crecimiento muy notable en los últimos años con expectativas de mantener la tasa de crecimiento en el horizonte de planificación próximo. Las islas Baleares y las islas Canarias tienen varios sistemas eléctricos aislados. Las islas Baleares tienen los sistemas de Mallorca-Menorca e Ibiza-Formentera. Está bajo estudio la interconexión de los dos sistemas de las islas Baleares y su interconexión con el sistema peninsular. Las islas Canarias tienen los sistemas de Gran Canaria, Lanzarote-Fuerteventura, Tenerife, La Palma, El Hierro y La Gomera. Para atender el incremento de la demanda en los sistemas más grandes, Mallorca-Menorca, Gran Canaria y Tenerife, Endesa Generación está construyendo respectivamente las centrales 9 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA térmicas de ciclo combinado Son Reus II, Barranco de Tirajana y Granadilla de 220 MW cada una de ellas. Dichas centrales están equipadas con dos turbinas de gas y una turbina de vapor. La incorporación de estos nuevos grupos que suponen incrementos importantes de potencia respecto del tamaño del sistema, plantea nuevos escenarios que son objeto de análisis en este artículo. En el resto de los sistemas el aumento de la demanda será satisfecho gracias a la instalación de nuevos grupos accionados por motores diésel. La isla de la Palma, al igual que el resto de las Islas Canarias, no está conectada a ninguna red eléctrica continental; y tampoco está interconectada con ninguna de las demás islas. Por lo tanto, es una red eléctrica aislada; siendo una isla, no sólo geográficamente sino también eléctricamente. Actualmente la potencia de respaldo en La Palma la constituye La Central Térmica de “Los Guinchos” con una potencia instalada de 80,74 MW. Existen adicionalmente cinco parques eólicos en operación con una potencia instalada total de 9,93 MW ubicados en las zonas de mayor potencial eólico de la isla: Mazo, Fuencaliente, Grandal, Garafía y en el Aeropuerto. Por último, cuenta con una mini central hidráulica “El Mulato” ubicada en San Andrés y Sauces con una potencia de 800 Kw que aprovecha el potencial de los recursos hidráulicos de la zona de Marcos y Corderos del Municipio. Potencia Instalada en La Palma, 2010 Tecnologia Central Central Central Central Central Central Central Central Eólica Eólica Eólica Eólica Eólica Térmica - DIESEL Térmica - GAS Hidroeléctrica Parque Manchas Blancas Fuencaliente Montaña Pelada Juan Adalid Aeropuerto La Palma Los Ginchos Los Ginchos El Mulato Término Municipal Mazo Fuencaliente Galdar Grafía La Palma Breña Alta Breña Alta San Andrés y Sáuces Provincia Santa Santa Santa Santa Santa Santa Santa Santa Cruz Cruz Cruz Cruz Cruz Cruz Cruz Cruz de de de de de de de de Potencia MW Tenerife Tenerife Tenerife Tenerife Tenerife Tenerife Tenerife Tenerife TOTAL 1.35 1.50 4.62 1.26 1.20 58.24 22.50 5.00 95.67 Potencia instalada en La Palma La Palma sólo cuenta con una línea perteneciente a la red de transporte entre La Central Térmica de Los Guinchos y La Subestación Valle de Aridane a una tensión de 66 kV, que da servicio a la segunda zona de la isla en número de habitantes. La generación de régimen especial, entre la que están los parques eólicos se conecta a la red de distribución a una tensión de 15 kV. La característica radial del sistema de transporte de La Palma supone una dificultad añadida en el suministro eléctrico ante contingencias que provoquen fallos en la red, en cambio un sistema interconectado permitiría gestionar la energía eléctrica de la isla de manera eficaz, ya que de ésta forma se puede distribuir los excedentes de energía en aquellos sitios donde sea deficitario. La “confiabilidad” del sistema o la garantía de abastecimiento eléctrico está comprometida, puesto que al fallar una de las líneas de transmisión operativas en la actualidad, no existen líneas alternativas a través de las cuales se pueda seguir transportando el fluido eléctrico hacia los consumidores. 10 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Este es el panorama del sistema eléctrico de La Palma en la actualidad: Dependencia casi exclusiva de los combustibles fósiles para generar electricidad (88.27% de la producción), con tímidas participaciones de las energías renovables (11.73% restante). Además sistemas de transporte que no garantizan el suministro eléctrico ante contingencias que a su vez dificulta la distribución homogénea del fluido eléctrico en toda la isla. 11 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 1.4 PLAN DE AUTOSUFICIENCIA ENERGÉTICA Desde el año 2006, el Cabildo de la Palma apoyado por todas las fuerzas políticas, viene desarrollando un plan de autosuficiencia energético con el fin de que La Palma no dependa energéticamente del exterior y tienda al autoabastecimiento, utilizando los recursos renovables con que cuenta, como son: Los recursos hidráulicos, eólicos, fotovoltaicos, marinos, geotérmicos y los relacionados con la biomasa. Un estudio realizado por “Global Energy Consulting” para el Cabildo sobre potencialidades energéticas insulares, llega a las conclusión de que el sistema eléctrico de La Palma presenta un grado de desarrollo que permite situarle en una posición inmejorable para el aprovechamiento de energías autóctonas renovables, tanto desde el punto de vista de su aplicación inmediata, como de realización de plantas piloto para el desarrollo de técnicas de almacenamiento y regulación, por tanto por su dimensión, situación geográfica, orografía, régimen de vientos y precipitaciones, La Palma ocupa una posición inigualable para el aprovechamiento de las energías renovables. Así pues, desde Noviembre de 2006 se está trabajando por alcanzar una serie de objetivos establecidos en consenso con expertos sobre la materia entre las que cabe destacar : -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. Plan Hidráulico De entre las distintas actuaciones que están planificadas, al presente proyecto le incumbe el plan hidráulico de autosuficiencia y que a continuación se expone. La potencia hidráulica actualmente instalada en La Isla de La Palma corresponde únicamente a la central minihidráulica de “El Mulato”, ubicada en el término municipal de San Andrés y Sauces al Nordeste de la isla. El régimen de potencia con el que cuenta la central es de 800 kW frente a los 91,47 MW de potencia eléctrica total instalada en toda la isla, la mayoría de ella proveniente de centrales térmicas. Dentro del plan hidráulico para aumentar la potencia hídrica de La Palma se pretende implantar dos ideas. La primera de ellas consiste en ampliar la minicentral hidráulica ya existente de “El Mulato” y transformarla en una central hidráulica reversible, la cual el presente proyecto desarrolla. La segunda intención del Cabildo es la de construir una nueva central hidráulica reversible aprovechando la Laguna de Barlovento, la cual cuenta con un volumen de almacenamiento de 3,1 millones de metros cúbicos. 12 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Laguna de Barlovento Con estos dos proyectos, el Cabildo de la Palma prevé que para el año 2015 haya una potencia hidráulica de 6,40 MW. Potencia hidráulica prevista de 6,4 MW 13 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Con esto cabe destacar que la potencia hidráulica podría aumentar de un 0,87% de la potencia total instalada a un 5,23% desplazando así parte de la potencia eléctrica que se genera en centrales térmicas de gas y gasoil. 14 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 2 CENTRALES DE BOMBEO HIDRO-EÓLICAS 15 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Las centrales de bombeo son un tipo especial de centrales hidroeléctricas que posibilitan un empleo más racional de los recursos hidráulicos de un país. Disponen de dos embalses situados a diferentes cotas. Cuando la demanda de energía eléctrica alcanza su máximo nivel a lo largo del día, las centrales de bombeo funcionan como una central convencional generando energía. Al caer el agua, almacenada en el embalse superior, hace girar el rodete de la turbina asociada a un alternador. Después el agua queda almacenada en el embalse inferior. Durante las horas del día en la que la demanda de energía es menor el agua es bombeada al embalse superior para que pueda hacer el ciclo productivo nuevamente. Para ello la central dispone de grupos de motoresbomba o, alternativamente, sus turbinas son reversibles de manera que puedan funcionar como bombas y los alternadores como motores. También son conocidas como central hidroeléctrica reversible y no es más que una central hidroeléctrica que además de poder transformar la energía potencial del agua en electricidad, tiene la capacidad de hacerlo a la inversa, es decir, aumentar la energía potencial del agua (por ejemplo subiéndola a un embalse) consumiendo para ello energía eléctrica. De esta manera puede utilizarse como un método de almacenamiento de energía. Están concebidas para satisfacer la demanda energética en horas pico y almacenar energía en horas valle. La energía a utilizar para alimentar las bombas se realiza a través de energía eólica, con aerogeneradores que conforman un parque dimensionado con la demanda de potencia de las bombas. La idea de utilizar un sistema de almacenamiento de energía a través del bombeo de agua de un depósito inferior a un depósito superior con energía eólica tiene como finalidad reducir el tamaño del embalse, aumentar la producción de electricidad en una planta de energía hidroeléctrica, o contar con un respaldo de energía para cubrir la demanda en las horas pico. De acuerdo con la International Water Power y la construcción de represas, la central hidroeléctrica más antigua de almacenamiento por bombeo es la central hidroeléctrica de Schaffhausen, Suiza (Douglas, 1990). El proyecto se inició en 1909 y todavía está en operación. Otra central eléctrica de acumulación por bombeo antigua se encuentra en Walkerburn, Escocia, que fue encargado en 1920. Esquema central hidroeólica 16 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Hoy aun existe un interés en la construcción y el uso de sistemas de almacenamiento de electricidad por bombeo para suplir la energía en las horas punta. Esto gana importancia por la necesidad de los países que necesitan equilibrar y garantizar la estabilidad de la producción de electricidad debido a la creciente instalación de impredecibles, no gestionable o irregulares recursos de energía como la eólica y la energía solar. De todos los países del mundo, EE.UU. es quien utiliza la mayor parte de las plantas de acumulación por bombeo, pero otros países como Japón y Rusia están en desarrollo. Una de las mayores estaciones es una estación de 1800 MW de potencia en Dinorwig, Reino Unido que puede abastecer a unos 1.320 MW en doce segundo (Douglas, 1990). Una planta pequeña de bombeo también puede ser útil y la de menor tamaño está en el oeste de Alemania, con una capacidad de alrededor de 0.5 MW. Estas centrales funcionan en modo bombeo cuando la electricidad tiene bajo precio de mercado, cuando la demanda es baja en la red, bombeando el agua hacia el depósito superior. Este método de almacenamiento de energía es, de hecho, para almacenar la electricidad como energía potencial. A mayores exigencias en la red eléctrica, el agua en el depósito superior se libera al depósito inferior a través de una turbina hidráulica, para producir electricidad, que coincide, con el aumento del precio de la energía con la demanda. Algunas ventajas pueden lograrse cuando un parque eólico se combina con el sistema de acumulación por bombeo. La mayoría de los parques eólicos en combinación con sistemas de acumulación por bombeo son a la vez conectados a la red eléctrica y a la generación de electricidad para bombear agua al embalse superior. La electricidad generada por los aerogeneradores, se utiliza durante las horas de bajo consumo para bombear agua al embalse superior. Se libera de nuevo, cuando hay la necesidad de producir energía en las horas punta en la red eléctrica. En horas de alta demanda, cuando la energía eólica no está disponible, el agua almacenada en el embalse superior es utilizada. En los lugares donde se aplica tarifa variable, existe la posibilidad de lograr importantes beneficios económicos al decidir sobre el horario de bombeo. Una de las posibilidades para mejorar la regulación del sistema es incluir en el mismo; grupos de generación con gran capacidad de respuesta, que permitan una mejor regulación primaria, secundaria y terciaria, además de tener capacidad de responder en tiempos cortos, caso de haber sido necesario realizar deslastres, a los problemas causados por el deslastre de los consumidores, de forma que se consigue por un lado una mejora en los tiempos de respuesta de la regulación, y por otro una mejora en la calidad de servicio a los usuarios. Desde este punto de vista, la inclusión de centrales hidráulicas en el sistema favorece de forma importante la capacidad de regulación en el mismo, con un precio que en su caso supone un precio de sustitución, al considerarse el agua de turbinación a precio cero. En el caso de 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 bajo al alto en momentos de poca demanda, haciéndolo además con una energía que en esos momentos debe ser más barata, y permitiendo generar con ese agua en 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 el siguiente esquema se muestra el funcionamiento de la central de bombeo: 17 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Funcionamiento Central de bombeo Normalmente los valores de bombeo y turbinado no coinciden con los necesarios para cubrir los valles y la demanda en horas pico, pero ayuda a reducir la necesidad de grupos térmicos. A continuación se muestra un esquema básico del sistema de bombeo con energía eólica y se aclaran algunos conceptos sobre aerogeneradores. 18 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Esquema básico del sistema de bombeo con energía eólica Un aerogenerador es un generador eléctrico movido por una turbina accionada por el viento (turbina eólica). En este caso, la energía eólica, en realidad la energía cinética del aire en movimiento, proporciona energía mecánica a un rotor hélice que, a través de un sistema de transmisión mecánico, hace girar el rotor de un generador, normalmente un alternador trifásico, que convierte la energía mecánica rotacional en energía eléctrica, que a su vez proporciona la entrada de energía para las bombas de agua. Existen diferentes tipos de aerogeneradores, dependiendo de su potencia, la disposición de su eje de rotación, el tipo de generador, etc. Los aerogeneradores pueden trabajar de manera aislada o agrupados en parques eólicos o plantas de generación eólica, distanciados unos de otros, en función del impacto ambiental y de las turbulencias generadas por el movimiento de las palas. Para aportar energía a la red eléctrica, los aerogeneradores deben estar dotados de un sistema de sincronización para que la frecuencia de la corriente generada se mantenga perfectamente sincronizada con la frecuencia de la red. La velocidad del rotor del aerogenerador se intensifica muchas veces para cumplir los requisitos de la bomba centrífuga, utilizando un mecanismo ajustable. 19 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 3 ANÁLISIS DEL RECURSO 20 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 3.1 Estudio Hidrológico 3.1.1 Recurso Hidráulico de la Isla de la Palma. El patrimonio hidráulico de la isla de La Palma se haya constituido por numerosas captaciones de aguas subterráneas y superficiales, conducciones generales, de aducción y distribución, elementos de almacenamiento, y estaciones de tratamiento y vertido. La Isla cuenta con unas 237 captaciones de aguas subterráneas, entre galerías con un total de 162 y de 75 pozos, con más de 280 kilómetros perforados, acompañadas de 150 nacientes. El aprovechamiento general de las aguas superficiales se lleva a cabo en el barranco de Las Angustias y en la Laguna de Barlovento ubicado en el centro y norte de la isla, mediante tomaderos y canalizaciones de derivación. La distribución de estos recursos a lo largo de la Isla se realiza a través de una amplia red de Canales y conducciones, de entre las que se pueden destacar los canales Barlovento – Fuencaliente en el extremo oriental y Garafía – Tijarafe en la parte occidental, junto con un gran número de conducciones principales como el trasvase Las Breñas – El Paso, de Minaderos, entre otros. Así como multitud de bajantes y elevaciones. En cuanto a la regulación, se cuenta con cerca de 6.000 elementos de almacenamiento embalses, balsas, y estanques, con una capacidad total de 11,40 hm3 el mayor. La Laguna de Barlovento con un volumen de 3,12 hm3. Asimismo, se dispone de un centenar de depósitos municipales de abastecimiento, que proporcionan una capacidad conjunta de 165.000 m3. La palma dispone en la actualidad de recursos hidráulicos aprovechables en cuantía que ronda los 75 hm3/año. Los antiguos pobladores de la isla contaban apenas con el 20% correspondiente a 15 hm3/año de esa cifra, a pesar de lo cual veían sobradamente satisfechas sus necesidades de agua. Los nacientes de Marcos y Cordero donde se desarrolla este proyecto y los barrancos de Las Angustias y del Agua principalmente, constituían fuentes y cursos permanentes e inagotables, cuyas aportaciones les bastaban aun en ocasión de las peores sequías. El panorama hídrico de la isla empezó a cambiar hacia la mitad del XIX, al iniciarse la apertura de galerías influenciado en parte por la creciente demanda. Durante décadas, se mantuvieron éstas, sin embargo, en muy modestas dimensiones, de a lo sumo unos cortos centenares de metros de longitud; pero ya en el siglo XX pudo sobrepasarse el kilómetro de profundidad. En la actualidad, la galería Pajaritos, en Barlovento, supera los 5 kilómetros de desarrollo. A partir de estos puntos de regulación se despliegan las correspondientes redes de distribución, para el riego agrícola y el abastecimiento de poblaciones. 3.1.2 Precipitaciones. 21 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA El valor de la precipitación insular anual media, obtenido a partir de las series históricas de precipitación facilitado por el consejo Insular de aguas la palma, y ponderado con su distribución territorial, se establece en unos 740 mm, Equivalente a 518 hm3/año, con un reparto mensual similar al siguiente: Distribución de precipitaciones. Fuente: Consejo Insular de Aguas La Palma. Las precipitaciones medias mensuales acusan su marcada estacionalidad. En los meses de Invierno se registran los mayores valores medios de precipitación media 138 mm/mes, mientras que en la época de verano alcanzan los 0,2 mm/mes. El régimen pluviométrico de cada zona viene determinado por su vertiente y cota. Son más Húmedas las zonas abiertas a los temporales habituales y que aportan lluvias intensas mas en el Norte-Noreste y con una correspondencia clara entre cota y pluviométria como nos muestran los gráficos 1 y 2 facilitados por el consejo. 22 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Régimen pluviométrico de La Palma. Fuente: Consejo Insular de Aguas La Palma. Concretamente, la pluviometría media de las estaciones de más larga vida en la Isla cuyas series de registros se aproximan ya a los 50 años tienen un margen de error que, con un nivel de confianza del 90%, suele variar entre 5 y 10%, y en las de instalación más reciente, que llevan 13 años funcionando, este margen de error se mueve por lo general entre 15% y 20%, también para un nivel de confianza del 90%. 3.1.3 Infiltración; aguas subterráneas y su aprovechamiento en la palma. La capacidad de infiltración en la isla es muy alta, excepto en la caldera de taburiente lo que hace el terreno permeable o muy permeable favoreciendo la isla en periodos de grandes precipitaciones y sus posibles caudales de avenidas. La permeabilidad superficial de los terrenos de zonas altas, sobre todo en las laderas de la fachada exterior de la Caldera de Taburiente, es especialmente significativa. El cambio de la geología superficial propias de esas zonas favorece tal circunstancia. Significando esto, que el coeficiente de escorrentía en la mayoría de los cauces suele ser alto en cabecera, disminuye en zonas de medianía, y aumenta otra vez en los tramos finales, de modo que si ocurren avenidas estas se presentan en las zonas altas. La infiltración insular media según los estudios del consejo insular de agua se estima en 260 hm3/ano o el 50% de la precipitación como podemos observar en el siguiente gráfico. 23 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Infiltraciones de La Palma. Fuente: Consejo Insular de aguas La palma. Para tener un estimado de las escorrentías por zonas obtuvimos el siguiente mapa facilitado por el consejo insular de aguas de la isla de la palma, en el cual destaca la zona noreste comprendida entre barlovento y san Andrés y sauces la zona que hemos elegido para establecimiento del proyecto hidroeólico, como las de altos niveles de escorrentía. 24 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Corriente de escorrentía. Fuente: Consejo Insular de aguas La palma. Del conjunto de los 260 hm3/año de infiltración insular, unos 35 hm3/año van a parar a los acuíferos meridionales y acaban contaminados por emanaciones de gases volcánicos, los que no se contabilizan como recursos. De los 225 hm3/año restantes, unos 30 hm3/año alimentan al Coebra, 105 hm3/año van directamente al de las Vertientes, y 89 hm3/año al acuífero Costero del Norte de la Isla. Los excedentes del Coebra vierten sobre el de las Vertientes, dando lugar a los 111 hm3/año de recursos totales de éste que refleja la siguiente tabla. De igual modo, los excedentes del de las Vertientes como alimentación del Costero, sumados a los producidos por la recarga, dan para éste unos recursos globales de 176 hm3/año. En torno a 67,75 hm3/año (26%), constituyen los recursos subterráneos extraídos, siendo 157 hm3/año (60%) vertidos al mar. 25 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Balance Hidrogeológico Recursos Propios + Aport. Propios (hm /año) (hm 3 /año) Acuífero Coebra De las Vertientes Costero Colgados 30.00 30.00 24.00 6.00 105.00 111.00 24.00 87.00 89.00 176.00 18.00 157.00 TOTAL Excedentes (hm 3 /año) Extracciones (hm 3 /año) 3 224.00 - 1.00 - 67.00 157.00 Balance hidrogeológico. Fuente: Consejo Insular de Aguas La palma. El aprovechamiento de los recursos subterráneos de la Isla se realiza a través de los nacientes, las galerías y los pozos. La palma cuenta con centenas de nacientes repartido por toda la geografía de la palma, de caudales variables, y muy dependientes por lo general de las precipitaciones como podemos observar en los siguiente grafico. Aprovechamiento de recursos subterráneos. Fuente: Consejo Insular de Aguas. Dos son los principales nacientes de la Isla, el de Marcos y Cordero, las cuales serán causa de estudio más adelante, en la zona de cabecera del barranco del Agua Tramo Municipal de San Andrés y Sauces, y el que representa el arco de paredes interiores, del anfiteatro natural que constituye la Caldera de Taburiente Tramo Municipal de El Paso. Al margen de ellos, otras surgencias se ubican en las zonas de medianías y cumbre de toda la Isla, principalmente en la zona Nororiental. 26 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Distribución de las aguas Subterráneas en la Isla de la Palma. En cuanto a las galerías, por lo general se emboquillan en cotas medias y altas, y tienden a concentrarse en la cara exterior del espaldón de la Caldera de Taburiente. Más de una docena se emboquillan dentro de esta misma depresión. En el barranco de El Riachuelo hay abierto, además, un conjunto de ellas, por lo común de modesta longitud. Abundan también relativamente en la dorsal insular, fundamentalmente a la altura de Breña Alta los pozos captan sus caudales del acuífero Costero, alumbrando las aguas a cotas muy próximas a la del nivel del mar. 3.1.4. Nacientes Marcos y Cordero. La Palma cuenta con un gran número de manantiales naturales de agua, repartido de forma irregular por toda la isla y de caudales bastante variables y muy dependientes por lo general de las lluvias que se presentan mayormente en periodos invernales y en menor proporción en la temporada estival como hemos citado anteriormente. Dos de las nacientes existentes son de los principales de la isla: el de Marcos y Cordero, en la zona de cabecera del Barranco del Agua término municipal de San Andrés y Sauces ubicado en la margen noreste de la isla y que representa el arco de paredes interiores del anfiteatro natural que constituye la Caldera de Taburiente conocido como El Paso. Los llamados nacientes de Marcos y Cordero representan un conjunto de manaderos que brotan en el expresado paraje, entre cotas de 1.300 y 1.350 metros sobre el nivel del mar. Su aprovechamiento es inmemorial y, desde la llegada de los pobladores a la isla los disfrutan los agricultores de Los Sauces, actualmente agrupados en una comunidad de regantes. 27 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Los nacientes tienen caudales apreciablemente influidos por las precipitaciones. Estos se aforan con relativa regularidad desde el ano 1950. Como muestra el grafico facilitado por el consejo insular de aguas isla de la palma. Caudales de los nacientes de la caldera de Taburiente En el que podemos observar durante el período 1982-1987 las aportaciones anuales de los nacientes oscilaron entre 2,6 hm3/año, o 83 l/s y 3,6 hm3/año o 116 l/s. En el 25% de los años esto es, en el cuartil de los más secos, esas aportaciones no superaron los 2,9 hm3/año o 92 l/s; por el contrario, la aportación de 3,3 hm3/año o 105 l/s tuvo una probabilidad del 25% de ser superada. Según el estudio denominado "Estudio del Aprovechamiento de los caudales circulantes por el Barranco de Las Angustias" hecho por el consejo, el caudal medio del período es de 406 l/s, de 352 l/s el del caudal anual que es superado por el 75% de los años y de 459 l/s el que es sobrepasado sólo por el 25% de estos mismos años. Las aguas de Marcos y Cordero así como la mayoría de los nacientes y galerías de la Caldera de Taburiente constituyen el afloramiento del acuífero Coebra. Al margen de ellos, en toda la superficie de la isla brotan caudales que provienen del surgimiento de pequeños acuíferos conjuntamente, por lo que no hay forma de discernir exactamente qué aportaciones son de galerías y cuáles de manantiales; así que las cifras relativas a caudales de nacientes y galerías deben aceptarse con reservas. Hoy día los Nacientes de Marcos y Cordero constituyen uno de los manantiales de agua natural más importante del archipiélago porque abastece no sólo a gran parte de la población del municipio sino a toda la agricultura del interfluvio de Los Sauces.colgados, esto es, de acuíferos que deben su existencia a la presencia en el subsuelo de horizontes o capas impermeables, por lo común de pequeña extensión, y que suministran, por tanto, caudales modestos y muy dependientes de las precipitaciones. Según el consejo insular de aguas debe tenerse muy presente que en la Caldera de Taburiente, las aguas de nacientes y galerías se aforan muchas veces. 28 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 3.2 Estudio Del Recurso Eólico 3.2.1 Relieve De Islas Canarias El relieve de las Islas Canarias se ha formado a lo largo de los años por sus grandes actividades volcánicas que han propiciado a formar el paisaje característico apreciable en cada una de las islas. Se puede asumir de esta manera que la antigüedad de sus suelos y la resistencia de sus materiales son muy variables y depende de la actividad volcánica particular de cada isla. Así mismo, las zonas de mayor altura en cada isla se encuentran ubicadas en su centro y van disminuyéndose a medida que se acerca a las costas. Las bases de las islas están constituidas por erupciones volcánicas submarinas a partir de una mezcla de sedimentos marinos, lavas almohadilladas o pillow-lavas y una densa red de diques. Los altos relieves son comparados con edificios de material volcánico construidos por la acumulación de lava en diversas erupciones. Es importante destacar dos relieves significativos, la de Cumbre Vieja en el sur de La Palma, y la de La Esperanza o Pedro Gil en Tenerife. La historia de los valles y las calderas es un poco mas peculiar y sus teorías van relacionadas a grandes deslizamientos gravitacionales y erosiones. Sus playas son unos de los tesoros más codiciados y visitados por el turismo. La arena de estas playas son consecuencia de desgastes por erosión (actividad del mar) y grandes aportes del viento desde el desierto del Sahara. Es por esto que en las islas orientales son más predominantes que en las occidentales las arenas amarillas que viajan desde el continente africano. En las islas occidentales la arena es de color negro por la juventud de sus materiales, o en caso contrario por erosión de rocas de color claro. 3.2.2 Importancia Del Relieve En La Palma Es importante mencionar que la cordillera central de la isla sobrepasa los 2.000 metros de altitud creando una biodiversidad variada y provocando cambios en los vientos importantes. Se puede dividir el clima en dos zonas muy variables. La parte nordeste favorecida por los vientos alisios cargados de humedad y la suroeste mucho más seco y soleado. Estos vientos alisios y el alto relieve de la isla, ayudan a la parte nordeste sea la más favorecida por las lluvias, creando pantallas que ayudan a aprovechar el agua que viaja con los vientos. Dichos vientos forman un mar de nubes provocando la llamada “lluvia horizontal” (al contacto de estas nubes con los árboles), lluvia en forma de goteo de gran importancia para los acuíferos. La isla se distingue de las demás por el verdor de sus montes y la abundancia de agua. Es la única isla con pequeños ríos y arroyos. 29 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 3.2.3 Identificación del emplazamiento El municipio donde se hace el estudio eólico es San Andrés y Sauces y está situado en el nordeste de la isla canaria de La Palma. Tiene una extensión de 42,75 km² y una población de 4.884 habitantes (INE, enero de 2009). San Andrés y Sauces esta conformada por la unión de los pueblos San Andrés en la costa y Los Sauces en las medianías. Estos pueblos se unieron tras una gran crisis de caña de azúcar lo que provoco crisis económica. Esta decisión fue tomada para poder sobrellevar la crisis. El municipio se destaca por su masa boscosa de laurisilva, sus profundos barrancos, sus bancales y cultivos de plátanos. Algunos lugares de interés son el barranco y bosque de Los Tilos, Los Nacientes de Marcos y Cordero, El Molino El Regente, El Charco Azul (piscinas naturales), El Puerto Espíndola, Iglesia de San Andrés, así como los núcleos de población, donde encontramos buenas muestras de arquitectura tradicional. 3.2.4. Generalidades Del Viento El viento es el movimiento del aire, normalmente causado por corrientes de convección o por diferencias de presión en el movimiento del aire que está presente en la atmósfera; este cambio de presión es producido por causas naturales y además por la fuerza de Coriolis. Se trata de un fenómeno meteorológico, es decir, el viento se define como el desplazamiento de las masas de aire. La fuerza de Coriolis es una fuerza ficticia que aparece cuando un cuerpo está en movimiento con respecto a un sistema en rotación y se describe su movimiento en ese referencial. La fuerza de Coriolis es producida por la rotación de la tierra sobre su eje y desplaza las masas de aire hacia el norte en el hemisferio norte y al sur en el hemisferio sur. Esta fuerza es la causante de que en el hemisferio norte los vientos ciclónicos describan círculos en sentido de las manecillas del reloj y causando el mismo efecto pero contrario en el hemisferio sur. Para explicar el comportamiento del viento dividiremos la atmosfera en tres escalas de la siguiente manera: Macroescala: En esta escala están comprendidos los vientos globales o terráqueos (sobre los 1.000 km). Estos vientos determinan las características del tiempo en el planeta. En el ecuador se produce un ascenso masivo de aire cálido (originando una zona de baja presión) que viene a ser ocupada por otra masa de aire mas frío que es proporcionada por los alisios. Las masas de aire caliente que ascienden, se van enfriando paulatinamente y se dirigen a bastante altura en sentido contrario a los Alisios creando un intercambio de masas de aire con las latitudes subtropicales. Los vientos alisios transporta el calor desde las zonas ecuatoriales hasta las subtropicales reemplazando el aire caliente por aire más frío de las latitudes superiores. 30 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA En otras palabras, Desde el ecuador existe un movimiento constante de aire debido a las altas temperaturas que se mantienen hasta los 30-35º hacia el ambos lados (norte y sur) enfriando el aire; estos vientos se conocen como vientos alisios. Mesoescala: Esta escala comprende vientos de entre 10 y 500 km de altura con respecto a la tierra. Estos vientos constituyen: Los vientos estacionales, estos vientos están atados de la mano con las estaciones del año y la forma en la que el sol impacta la tierra. Las temperatura muestran variación entre verano e invierno en comparación con los aires en los océanos cercanos; debido a esto los continentes presentan en el verano vientos más fríos procedentes del mar y en invierno se producen vientos mas calientes que van hacia los océanos desde los continentes. Los vientos locales, estos están relacionados a la orografía por donde se desplaza el aire. Podemos encontrar las brisas marinas, las brisas terrestres cerca de los océanos y los vientos encauzados. La relación entre las brisas marinas y las brisas terrestres van relacionadas gracias al impacto del sol, donde la tierra se calienta mas rápido que el agua durante el día; y que en la noche sucede lo contrario donde la tierra esta mas fría. Esta relación produce el intercambio ambos lados (en la noche, el aire marino mas caliente sube y el aire de la tierra pasa a reemplazarlo, mientras en el día pasa la contrario). A mayor diferencia de temperaturas mayor desplazamiento del aire; es por esto que las brisas de la noche son mas lentas que las del día. Los vientos provocados por la orografía como los vientos de valle, son producidos al encause de grandes masas de aire que aceleran en estas zonas. Microescala: Esta escala tiene un área aproximada de 200 metros hasta el suelo y se ven influenciadas por los obstáculos. Esta es la capa mas importante para el aprovechamiento energético y la razón por la que en las colinas pueden resultar importantes el incremento de viento. 3.2.5 Recurso Eólico De La Isla. La isla de La Palma consta de buenos vientos que son muy favorables para parques eólicos, sin embargo considerando que esta isla es reserva de la biosfera, se deben realizar profundos análisis de la zona y cuidar la contaminación acústica y medioambiental que puedan producirse durante la construcción, y la contaminación acústica y visual una vez terminado el parque. Los vientos dominantes de La Palma, como se ha explicado anteriormente, son los alisios, los cuales inciden en la isla por el noreste, en el municipio de Barlovento y viajan a través de ella hacia el suroeste. A continuación se muestran una serie de gráficos facilitados por el 31 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Instituto de la Diversificación y Ahorro Energético (a partir de ahora IDAE) que señalan en distintos colores las velocidades medias de viento que se pueden encontrar repartidas en La Palma: Recurso eólico de La Palma Recurso eólico de La Palma en estaciones. 32 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA De estos mapas de viento, se pueden extraer dos conclusiones; Del segundo gráfico, cabe destacar la perseverancia de los vientos incidentes, independientemente de la estación del año en la que se encuentre la isla. Esto viene a demostrar que los vientos dominantes en la isla son los vientos alisios. Pese a ello, llama la atención en el primer gráfico, que la parte de la isla que más expuesta queda a los vientos (recordar que inciden por el noreste) es la parte de la isla junto a la parte suroeste que menos velocidad de viento existe. Este efecto es provocado por la orografía característica de La Palma. La Caldera de Taburiente es una montaña de origen volcánico que se alza justo en el centro de la isla alcanzando los 2000 m de altura. Esto hace, que en la zona de barlovento aparezca un efecto eólico llamado “efecto cuchara vertical”. La pendiente de la isla en esa zona es muy acusada, obligando al viento a expandirse verticalmente en un margen espacial muy corto. Al producirse esta expansión, la velocidad de viento disminuye considerablemente. No obstante, a medida que el viento salva este “obstáculo” recobra sus propiedades originales. Esta misma montaña, provoca en la parte suroeste una zona de desvente, de ahí la baja velocidad de viento. Por el contrario, en las zonas que quedan perpendiculares a la dirección dominante, es decir, en la parte noroeste y sureste de la isla, el recurso eólico aumenta considerablemente. Esto se debe al “estrangulamiento” del viento a su paso por la isla. Velocidad de viento en Barlovento 33 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 4 MEDIDAS MEDIOAMBIENTALES PREVENTIVAS Y CORRECTIVAS 34 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 4.1 INTRODUCCIÓN Para llevar a cabo un proyecto de explotación hidráulica en cualquier lugar se toman medidas preventivas y correctoras, y este caso tampoco escapa a esa situación. El aprovechamiento hidroeólico en la isla de la palma específicamente en el municipio de San Andrés y sauces es un proyecto muy particular partiendo de que se realizara un proyecto de bombeo puro para cubrir parte de las demandas picos que se presentan en la isla y que partirá del aprovechamiento de una de las nacientes mas importante de toda la isla y del municipio como lo es la de Marcos y Cordero, visitada por miles de turistas que se aventuran a conocer los encantos de la isla bonita como también es conocida. San Andrés y Sauces es un municipio del norte, noreste de la isla de la palma, el cual consta de buenas condiciones tanto climáticas y orográficas que han propiciado un desarrollo de una exuberante vegetación que cubre las inclinadas laderas y los profundos barrancos de la Reserva, el cual tiene en su haber una importante muestra de pinos canarios. Las formaciones de monteverde ocupan la mayor parte del Espacio y alcanzan su óptimo en aquellos lugares donde la pendiente es poco pronunciada y existe suficiente acumulación de suelo y humedad. Este fenómeno condiciona que el sotobosque sea pobre en arbustos y hierbas, creciendo tan sólo especies que requieren poca luz, como helechos, musgos, líquenes y hongos. Al aumentar la inclinación de la ladera aparecen otras especies del monteverde, menos exigentes, entre las que destacan acebiños, fayas, loros y brezos, mientras que en los escarpes soleados pueden verse madroños, peralillos y barbusanos. En la parte alta de la Reserva, a partir de los 1.200 metros de altitud, comienzan a aparecer los pinos entremezclados con fayas, brezos y acebiños, especies éstas que a cotas superiores se ven sustituidas por arbustos como el amagante, la Gacia el Tagasaste y otros. Por otra parte, son también de destacar las densas formaciones de sauces que cubrían los fondos de los barrancos, las cuales han ido desapareciendo a medida que se canalizaban las aguas desde los nacientes. Marcos y cordero nacen en lo alto de la Caldera de Taburiente, naciente que durante gran parte del tiempo ha estado presente en el desarrollo de este importante municipio de San Andrés con el aprovechamiento de un salto de 929 metros, este proyecto conlleva importantes aportaciones medioambientales, dado que posibilitará la disminución de emisiones de CO2, al reducir la generación eléctrica tradicional de la central térmica de Los Guinchos, en Breña Alta. El buen estado de conservación que presenta la Reserva del Canal y Los Tilos la convierte en una de las zonas más ricas del Archipiélago desde el punto de vista faunístico, especialmente en lo que respecta a elementos ligados a las formaciones de laurisilva y en menor medida a pinares. Entre los grupos más destacados cabe mencionar los invertebrados, las aves y algunos murciélagos. La laurisilva es el ecosistema canario más rico en fauna invertebrada debido, tanto a la gran disponibilidad de hábitats diferentes. Entonces, tomando en cuenta el valor incalculable que representa esta gran reserva de la biosfera hay una series de normas y políticas que debemos llevar a cabo para el diseño de este aprovechamiento, las cuales deben ser analizadas en el estudio de impacto ambiental tales como las enunciadas en el plan insular de ordenación de la palma, entre las cuales podemos citar las siguientes, porque repercuten directamente en el proyecto. 35 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 4.2 RESPECTO A LA GENERALIDAD Evitar afectar sobre espacios protegidos del emplazamiento, excepto que puntualmente generen un menor impacto ambiental evidente sobre la biota, los elementos geomorfológicos o el paisaje; deben ser presentadas medidas preventivas al mismo. En cuanto no sea posible prescindir de la ubicación de elementos de infraestructura o del paso de las redes en espacios de valor natural se establecen medidas de carácter protectorreductor, que afectan a las diversas fases de estudios previos, proyecto y ejecución de la obra, además del impacto previsible de la propia instalación. Considerar especialmente la presencia y susceptibilidad de afectación de elementos de flora y fauna incluidos en el Catálogo de especies amenazadas de Canarias, así como elementos geomorfológicos y el paisaje, ante las actuaciones proyectadas; presentar medidas protectoras y preventivas. Valorar la posible incidencia de las obras y el funcionamiento de la instalación especialmente el ruido sobre la avifauna, especialmente en las zonas de interés faunístico y durante el periodo de nidificación y la eventual adopción de medidas, el estudio debe contener medidas reductoras. Establecer condiciones específicas sobre los movimientos de tierra, en la obra, y sobre la integración paisajística de los bordes; estableciendo medidas tanto correctoras como reductoras. Valorar las posibles incidencias a nivel geológico e incluir medidas de prevención de riesgos tanto durante la obra como en su puesta en uso, contener medidas preventivas. El proyecto deberá especificar las medidas de prevención de impactos durante las obras, así como las de restauración de los suelos afectados por éstas y la integración paisajística de los ámbitos afectados por la instalación o por la obra, presentar medidas preventivas y reductoras. Los proyectos de infraestructura deberán adoptar criterios de integración paisajística en el entorno rural afectado, y medidas reductoras para lograr efecto. 36 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 4.3 RESPECTO A LAS VÍAS PÚBLICAS. Minimizar la creación de taludes y terraplenes y la ocupación de suelos como zonas de préstamos, procurando el mayor equilibrio posible en el movimiento de tierras, presentar medidas reductoras. En las zonas afectadas por movimientos de tierras, taludes y terraplenes se deberán revegetar con especies autóctonas las nuevas superficies expuestas, como medida de integración ambiental y paisajística y preventiva de la ocupación con especies exóticas, establecer medidas preventivas y reductoras Medidas de integración paisajística de los elementos de protección o seguridad vial, tales como vallado, pasos elevados o inferiores presentar medidas tanto correctoras como reductoras. Las obras de mejora de las vías existentes y las nuevas deberán garantizar los pasos de fauna a lo largo del recorrido. Las actuaciones en áreas especialmente sensibles, tales como la carretera entre el Remo y La Zamora, estudio previo de viabilidad ambiental por afectar un Espacio Natural Protegido y con áreas de interés biótico y geomorfológico. Valorar detalladamente las distintas opciones de trazado y la viabilidad técnica y económica del trazado en túnel en la mayor parte del recorrido. Asimismo se valorará el riesgo de la actuación, tanto en relación a la vía a implantar como en la fase de obras, presentar medidas preventivas y reductoras junto al mismo. 37 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 4.4 RESPECTO A LOS APROVECHAMIENTOS HIDROELÉCTRICOS Se impondrán los siguientes límites al aprovechamiento de aguas superficiales y/o subterráneas: - Con carácter general, el caudal mínimo que debe respetarse es el 10% del caudal medio interanual medido diariamente. - En los barrancos localizados total o parcialmente en ENP, u otros espacios de valor natural incluidos en zonas A o Ba PORN, el caudal mínimo ecológico es el 20% del medio interanual. El planeamiento de los ENP u otros espacios protegidos podrá modificar este valor, en el correspondiente ámbito de actuación, en función de las condiciones particulares que concurran en cada caso. - El acuífero Coebra se considera zona de reserva del caudal ecológico de La Caldera de Taburiente, y se prohíben nuevas obras de captación de aguas subterráneas; presentar mediadas preventivas. Los accesos a balsas e instalaciones atenderán prioritariamente a la reutilización de vías, caminos existentes, minimizando la apertura de nuevas vías o la excesiva ampliación de vías de acceso y el movimiento de tierras; contener medidas preventivas y reductoras. El proyecto de balsas u otras instalaciones incorporará un plan para el reaprovechamientos de las tierras y materiales de excavación. Se coordinará la ejecución de las balsas de almacenamiento de agua para uso humano o generación de energía con las tareas de restauración, para evitar la generación de zonas de préstamos y otros impactos indeseables, presentando medidas correctoras. Tanto en la fase de proyecto como en la ejecución, deberá evitarse el empleo de residuos de demolición, industriales y otros que puedan comportar efectos indeseables sobre el suelo, la atmosfera y los recursos hídricos superficiales o subterráneos, presentar medidas preventivas. El proyecto de nuevas conducciones, debe incorporar medidas de integración paisajística, así como el compromiso de retirada de conducciones inservibles y la restitución paisajística del suelo afectado; y las medidas correctoras y reductoras del impacto. Se recomendará la realización de un estudio ambiental que valorará especialmente los efectos directos e indirectos de la instalación sobre fauna, flora, gea y paisaje. 38 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 4.5 RESPECTO DE LA ENERGÍA EÓLICA Se consideran áreas aptas para los parques eólicos y se ajustarán a las siguientes condiciones: - La ampliación de parques eólicos existentes se considerarán prioritaria frente a nuevas localizaciones con potencias equivalentes. Siempre se considerará la ampliación de un parque existente frente a la creación de uno nuevo. Los parques eólicos que se propongan deberán justificar necesidad y oportunidad en base a : - La necesidad de nuevos parques eólicos frente a la ampliación de los existentes. - Su relación con otras fuentes, especialmente la hidroeléctrica. - Las óptimas condiciones de viento. - Las aportaciones netas y porcentuales a la demanda prevista y a sus incrementos. - La relación con la red de distribución, y medidas preventivas y reductoras. 39 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 4.6 RESPECTO DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN Se valorará en cada caso los posibles impactos producidos por el soterramiento de las líneas eléctricas existentes, en relación al mantenimiento de los actuales tendidos aéreos. Esta valoración tendrá presente los efectos sobre la flora, fauna, gea y paisaje. En las zonas forestales, tanto para tendidos soterrados como aéreos, se recubrirá el área de protección con suelo que garantice la estabilidad, a fin de evitar la erosión, y la penetración de espacios vegetales de carácter invasivo; presentando medidas preventivas y reductoras. Los nuevos tendidos aéreos o la repotenciación de los existentes deberán incorporar el sistema de cable trenzado protegido o equivalente, a fin de evitar la electrocución de las aves y el riesgo de incendios; presentar tanto las medidas preventivas como reductoras. Se recomienda la realización de un estudio ambiental específico para cada proyecto de red eléctrica o de repotenciación de redes existentes; y las medidas preventivas. 40 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 5 DIMENSIONAMIENTO DE LA CENTRAL 41 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 5.1 INTRODUCCIÓN Las centrales hidráulicas reversibles de nueva construcción se diseñan para poder turbinar a plena carga entre 4 y 6 horas y bombear durante horas valle. Para ello se construye un embalse superior que viene a ser una represa y un embalse inferior en el que se almacena el agua turbinada para así bombearla posteriormente de nuevo al embalse superior. Esquema de una central de bombeo Normalmente una de las características de estas centrales es el uso de la misma tubería tanto para la turbinación como para la impulsión. Esto conlleva a utilizar el mismo volumen de almacenamiento aproximadamente en ambos embalses o depósitos (si es bombeo puro). A priori esto no constituye un problema ya que al ser centrales de nueva construcción, este criterio está presente en el diseño y se buscan emplazamientos que se adapten a las características deseadas. En el caso de rehabilitación o rediseño de centrales ya construidas, las características propias de las centrales reversibles varían. En estos casos es preciso hacer un estudio previo de las alternativas que más se adecuan a los criterios de diseño en función del emplazamiento y obra existente, que finalmente son la base de las actuaciones posibles a realizar. 42 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 5.2 CARACTERÍSTICAS DE LA ACTUAL CENTRAL MINIHIDRÁULICA DE EL MULATO La central minihidráulica de El Mulato es actualmente la única central hidráulica de La Palma. En épocas pasadas existían además las minicentrales de Tazacorte (400 kW),y El Remolino (100 kW) y ambas generaban suficiente energía para cubrir la demanda de toda la isla. Hoy en día el cauce de los ríos de estas dos antiguas centrales se desvía para regadío, dejando a la de El Mulato como única central minihidráulica. Vista exterior de la central de El Mulato El Mulato se encuentra ubicada inmersa entre la vegetación de la parte baja del barranco de Marcos y Cordero, en el término municipal de San Andrés y Sauces al Nordeste de la Isla. Este territorio está dentro del espacio natural protegido del parque de Las Nieves. Esta zona es una de las más húmedas de la isla lo que garantiza un suministro de agua casi constante a lo largo del año. A ella se puede acceder por la comarcal p-105 que sale desde San Andrés y Sauces. 43 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Carretera hacia la central de El Mulato La central actual dispone de un salto de 450 m y cuenta con una turbina Pelton que proporciona una potencia de 820 kW. El edificio de la central está muy bien conservado y presenta un estado bastante adecuado. Además cumple con toda la normativa vigente que le incumbe ya que actualmente está en uso. Vista interna de la central de El Mulato 44 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA El caudal de agua que necesita la turbina se toma del río que circula por el interior del barranco de Marcos y Cordero. Este riachuelo no dispone de mucho caudal, unos 107 l/s, por lo que se hace imprescindible tener un salto de agua alto para generar una potencia eléctrica mínima. A día de hoy, esta central se encuentra dentro del plan de autosuficiencia energética creado por el Cabildo de La Palma para autoabastecerse de energía. El plan concreta el deseo de repotenciar la minicentral aprovechando que una parte de la infraestructura ya está construida y así afectar lo menos posible al medio ambiente puesto que la Isla completa es reserva de la Biosfera y el Cabildo quiere mantener el compromiso de preservar el paraje. 45 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 5.3 OPCIONES DE REPOWERING La repotenciación de una central minihidráulica se lleva a cabo cuando dicha central queda obsoleta y no es capaz de ofrecer una potencia demanda o cuando una central está en desuso y se quiere aprovechar las infraestructuras ya construidas con intención de minimizar costes y de reducir movimientos de tierra y daños colaterales que puedan ocurrir durante la obra civil de estas centrales. Si la central ha quedado obsoleta y no es capaz de suministrar una potencia o los equipos instalados están al final de su vida útil, generalmente la actuación a seguir es simplemente la de cambiar los equipos electromecánicos por unos equipos que estén tecnológicamente a la vanguardia, de modo que únicamente el trabajo se reduzca a la sustitución de los equipos. Por otro lado, si la central ha quedado en desuso o está abandonada, se puede diseñar una central completamente nueva, incluso variando su tipología, y aprovechar las infraestructuras construida para disminuir el costo de construcción y minimizar los daños colaterales que puede ocasionar al medio ambiente. En los últimos años, en España se están rehabilitando muchas centrales hidráulicas con el objetivo de producir energía eléctrica “limpia” causando el menor daño posible como es el caso de la rehabilitación del salto de la central hidráulica de San Pedro de Aria en el País Vasco o la rehabilitación en el año 1987 de la central hidroeléctrica de El Molí en Girona. 46 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 5.4 CONSIDERACIONES PREVIAS AL DESARROLLO 5.4.1 Alternativa seleccionada La situación en la que se encuentra la central de El Mulato es una solución de repowering mixta entre las explicadas en el punto anterior. Se trata pues de una central que está en uso pero que al encontrarse inmersa en un proyecto dirigido por el Cabildo en el que se pretende aumentar la potencia de 0,8 MW a 5 MW no basta con cambiar el equipo electromecánico. El caudal medio del río, descontando el ecológico, es de aproximadamente 310 m3/h. Así pues, la única solución factible es la de cambiar el tipo de central aprovechando lo más posible las infraestructuras existentes. La alternativa que más se adapta es la de una central hidráulica reversible pura en la que únicamente se utilice el caudal de río como aporte de agua al circuito hidráulico con objeto de vencer las pérdidas hídricas que se produzcan. 5.4.2 Horas de funcionamiento Las horas para las que se diseña funcionamiento de este tipo de centrales oscila entre 4 y 6. Este número no es fruto de la casualidad, si no que suele ajustarse al número de horas al día en las que la demanda de energía adquiere un pico, es decir, en las horas punta de consumo eléctrico. Evolución de la demanda eléctrica diaria en España 47 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA En la isla de La Palma, esta curva sigue el mismo patrón, ya que el comportamiento del sector eléctrico es muy parecido en los países desarrollados. Sin embargo, el número de horas diarias que duran los picos de demanda es algo inferior. Así pues, las horas de funcionamiento para las que la nueva central de El Mulato se diseña, oscilan entre 3 y 5 horas continuadas al día turbinando a plena carga. Evolución de la demanda eléctrica diaria en Canarias 5.4.3 Premisas de los depósitos superior e inferior En las centrales de bombeo puras como la que en este proyecto se describe, los tamaños de los depósitos superior e inferior están estrechamente relacionados. El depósito superior se diseña para albergar el suficiente volumen de agua y poder turbinar a plena carga las horas especificadas. Por otro lado, el embalse inferior ha de diseñarse para conseguir recargar el depósito superior a través de un bombeo en un cierto número de horas. En el caso de la Central de El Mulato, al encontrarse dentro de una reserva natural y protegida, se ha de causar el menor impacto medioambiental posible. Para minimizar dicho daño, entre otras situaciones y afecciones, se ha de dirigir el esfuerzo en hacer los depósitos lo más pequeños posible. Por ello, la alternativa que se sigue es la de bombear agua al depósito superior al mismo tiempo que se está turbinando. De esta manera el volumen del depósito superior disminuye. Esto no supone un resto energético a los usuarios, pues la energía necesaria para el bombeo proviene de unos aerogeneradores exclusivos para ejercer esa función. 48 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 8000 7000 6000 5000 4000 3000 Volumen depósito con recarga simultánea Volumen depósito sin recarga simultánea 2000 1000 0 Comparativa de volúmenes de depósitos Como se ve en el gráfico anterior, para un mismo número de horas de funcionamiento a plena carga, la consideración de hacer una recarga del depósito superior al mismo tiempo que se turbina, supone una disminución de tamaño en este caso de casi un 50%. 49 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 5.5 DESARROLLO DE LA SOLUCIÓN ADOPTADA En puntos anteriores se han establecido las bases y pautas para poder dimensionar la central hidráulica. Este apartado se va a centrar únicamente en el diseño de la parte hidráulica de la central dejando al margen todo lo referente al sistema eléctrico tanto de entrada y de salida. 5.5.1 Criterios de diseño Según lo mencionado hasta el momento, los criterios que se establecen para el diseño y dimensionamiento de la central son los siguientes: 1.- La nueva central hidráulica de El Mulato será una central hidráulica reversible pura de 5000 kW. 2.- La nueva central hidráulica de El Mulato deberá funcionar a plena carga y con recarga simultánea durante un período de tiempo mínimo de 3 horas y máximo de 5 horas según sus posibilidades. 3.- La nueva central hidráulica de El Mulato tendrá capacidad de recargar el depósito superior en horas valle si procede. 4.- La nueva central hidráulica de El Mulato respetará el medio ambiente y afectará lo menos posible al parque natural de Las Nieves. 5.5.2 Centro de turbinas El centro de turbinas estará ubicado en el interior del edificio de la central, tal y como se encuentra el actual centro de turbinas. Las turbinas pelton están diseñadas para explotar grandes saltos hidráulicos y bajo caudal como es el caso de El Mulato. Las centrales hidroeléctricas dotadas de este tipo de turbina cuentan, la mayoría de las veces, con una larga tubería llamada galería de presión para trasportar el fluido desde grandes alturas, a veces de hasta más de 300 metros. Al final de la galería de presión se suministra el agua a la turbina por medio de una o varias válvulas de aguja, también llamadas inyectores, los cuales tienen forma de tobera para aumentar la velocidad del flujo que incide sobre las cucharas. El diámetro de chorro está entre el 5% y el 12% del diámetro de la rueda. En la siguiente figura se muestra a detalle la forma del álabe y sus variables correspondientes. 50 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Turbina Pelton Una turbina Pelton es uno de los tipos más eficientes de turbina hidráulica. Es una turbo máquina motora, de flujo trasversal, admisión parcial y de acción. Consiste en una rueda llamada rodete o rotor dotada de cucharas en su periferia, las cuales están especialmente realizadas para convertir la energía cinética de un chorro de agua que incide sobre las cucharas en energía eléctrica. La energía hidráulica es una energía renovable, prácticamente gratuita y limpia. En la producción de electricidad sustituye a los combustibles de origen fósil existente en la isla de la palma, con todos los problemas de eliminación de desechos que traen consigo. Entre los argumentos que hablan a favor de esta energía hidráulica y de los pequeños aprovechamientos en particular podemos mencionar: · Que no hay forma más limpia de producir energía eléctrica que la basada en la energía hidráulica. · El agua como combustible no se consume, solo es explotada y no empeora su calidad. · No se producen emisiones contaminantes. Debido a una mayor conciencia que actualmente tenemos en cuanto a los problemas del medio ambiente, tanto el productor como el propietario de una instalación generadora de electricidad ya no pueden permanecer indiferentes ante la pregunta de si la tecnología elegida es o no perjudicial para el medio ambiente. Un pequeño aprovechamiento hidroeléctrico como el mulato puede ser realizado bien sobre un sitio tal que ya exista una presa construida como es el caso ó una caída de agua determinada que define perfectamente el lugar ó, por contraste, en una vertiente suave donde la altura juega un papel preponderante y por medio de un canal de entrada, tubería de presión, y demás componentes. Las turbinas pelton se clasifican generalmente por la posición del eje que mueven, por lo tanto existen dos clasificaciones: Eje Horizontal Y Eje vertical. 51 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Las de disposición Horizontal solo se pueden instalar turbinas de uno o dos chorros como máximo, debido a la complicada instalación y mantenimiento de los inyectores. Sin embargo, en esta posición, la inspección de la rueda en general es más sencilla, por lo que las reparaciones o desgastes se pueden solucionar sin necesidad de desmontar la turbina. En la disposición Vertical se facilita la colocación de alimentación en un plano horizontal y con esto es posible aumentar el número de chorros sin aumentar el caudal y tener mayor potencia por unidad. Se acorta la longitud entre la turbina y el generador, disminuyen las excavaciones y hasta disminuir al diámetro de la rueda y aumentar la velocidad de giro. Cabe mencionar que en la disposición vertical, se hace mas difícil y, por ende, más caro su mantenimiento, lo cual nos lleva a que esta posición es más conveniente para aquellos lugares en donde se tengan aguas limpias y que no produzcan gran efecto abrasivo sobre los álabes. En definitiva, a medida que el salto o la caída de agua aumentan, se necesita menor caudal de agua para generar la misma potencia. La energía es la fuerza por la distancia, por lo tanto, una presión más alta puede generar la misma fuerza con menor caudal. Gráfico para selección de turbina Cada instalación tiene su propia combinación de presión, velocidad y volumen de funcionamiento más eficiente. En conclusión se ha seleccionado este tipo de turbina porque según los criterios técnicos antes citados, factores ambientales, ventajas que presenta y la 52 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA características del emplazamiento así lo determinan, para afianzar aún más nuestro criterio de selección podemos visualizar el grafico señalado que nos muestra que a partir de un gran salto de 906 metros y caudal de 0,66 m3/s, la mejor selección es la turbina Pelton. Por tanto, se instalará una turbina Pelton que proporcionará 5 MW. 5.5.3 Tamaño de los depósitos En el anexo, Se describe detalladamente los pasos necesarios para el cálculo de los volúmenes de los depósitos y caudales en turbinación y bombeo. El siguiente esquema representa el diagrama de flujo hidráulico que se sigue en la estación. Esquema de funcionamiento de la central hidroeólica Como se ve, se utilizarán dos tuberías totalmente independientes que corresponden a turbinación y a impulsión para así poder disminuir de tamaño el depósito superior. Por otro lado, el embalse inferior tiene que ser lo más pequeño posible pero llegando al compromiso de disponer del volumen de agua mínimo suficiente para proveer al depósito superior de agua suficiente y así seguir turbinando y además que el río pueda suministrarle caudal en horas en las que la turbinación cese. Recordar que mientras la central está produciendo, prácticamente todo el caudal que llega al embalse inferior, proviene del depósito superior comportándose en un circuito casi cerrado, pero en las horas en las que la central disminuye su actividad, el depósito superior ha de recargarse con el caudal del río que transcurre por el barranco de Marcos y Cordero. 53 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA A continuación se muestra una tabla resumen con los parámetros en cada uno de los casos estudiados. Cada uno de los casos es una combinación del número de horas de funcionamiento con producción continua a 5 MW y el volumen del depósito superior. El volumen del depósito superior se ha considerado un mínimo de 4000 m3 y un máximo de 10000 m3. Se considera que un depósito con más volumen afectaría al parque debido a sus dimensiones. Central hidráulica reversible de 5000 kW Horas de turbinación V. dep. superior m3 V. dep. inferior m3 Q bombeo m3/s Pot de bombeo kW 3 4000 3777 0,52 5150 3 6000 1377 0,13 1215 3 8000 0 0 0 3 10000 0 0 0 4 4000 6637 0,92 8582 4 6000 4237 0,39 3676 4 8000 1837 0,13 1215 4 10000 0 0 0 5 4000 9496 1,31 12257 5 6000 7096 0,65 6131 5 8000 4696 0,32 3062 5 10000 2296 0,13 1215 V. a rellenar m3 V. aporte del río 12h 223 3714,075 4623 3714,075 8000 3714,075 10000 3714,075 0 3714,075 1763 3714,075 6163 3714,075 10000 3714,075 0 3714,075 0 3714,075 3304 3714,075 7704 3714,075 Combinaciones entre horas de funcionamiento y tamaños de almacenaje La primera columna representa el número de horas produciendo 5 MW con recarga simultánea. La segunda columna representa el volumen del depósito superior. Sobredimensionado un 20%. La tercera columna representa el volumen mínimo necesario del embalse para asegurar una producción de 5 MW continua durante las horas estipuladas. La cuarta columna representa el caudal necesario a impulsar para mantener el llenado del depósito superior durante las horas de funcionamiento de la central. La quinta columna representa la potencia en bombeo necesaria para impulsión del caudal. La sexta columna representa el volumen que hay que captar del río para poder recargar por completo el depósito superior durante las horas en las que no se turbina. La séptima columna representa el volumen de agua que el río es capaz de suministrar (descartando el ecológico) durante 12 horas. En este momento y observando la tabla anterior, las primeras opciones que se han e descartar son aquellas en las que el volumen de agua necesario a captar del río para rellenar el depósito superior en horas de no producción es superior al que el propio río puede suministrar en 12 horas (dos últimas columnas). En la siguiente tabla, se marca en rojo las que no cumplen con esta condición: 54 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Central hidráulica reversible de 5000 kW Horas de turbinación V. dep. superior m3 V. dep. inferior m3 Q bombeo m3/s Pot de bombeo kW 3 4000 3777 0,52 4904 3 6000 1377 0,13 1215 3 8000 0 0 0 3 10000 0 0 0 4 4000 6637 0,92 8582 4 6000 4237 0,39 3676 4 8000 1837 0,13 1215 4 10000 0 0 0 5 4000 9496 1,31 12257 5 6000 7096 0,65 6131 5 8000 4696 0,32 3062 5 10000 2296 0,13 1215 V. a rellenar m3 V. aporte del río 12h 223 3714,075 4623 3714,075 8000 3714,075 10000 3714,075 0 3714,075 1763 3714,075 6163 3714,075 10000 3714,075 0 3714,075 0 3714,075 3304 3714,075 7704 3714,075 Combinaciones que no cumplen condición I Descartadas aquellas combinaciones en las que el río no es capaz de aportar el volumen de agua requerido, la siguiente condición a cumplir es que la potencia de bombeo necesaria sea inferior a la aportada por la central, pues carece de sentido consumir más en bombeo que en turbinación. Una de las características de las centrales reversibles es que la potencia que se utiliza para impulsión es como mucho la potencia que la central genera. Las filas resaltadas en naranja no cumplen esta segunda condición: Central hidráulica reversible de 5000 kW Horas de turbinación V. dep. superior m3 V. dep. inferior m3 Q bombeo m3/s Pot de bombeo kW 3 4000 3777 0,52 5150 4 4000 6637 0,92 8582 4 6000 4237 0,39 3676 5 4000 9496 1,31 12257 5 6000 7096 0,65 6131 5 8000 4696 0,32 3062 V. a rellenar m3 V. aporte del río 12h 223 3714,075 0 3714,075 1763 3714,075 0 3714,075 0 3714,075 3304 3714,075 Combinaciones que no cumplen condición II Una vez desechadas las combinaciones que no cumplen con las condiciones expuestas anteriormente, quedan únicamente dos alternativas. Central hidráulica reversible de 5000 kW Horas de turbinación V. dep. superior m3 V. dep. inferior m3 Q bombeo m3/s Pot de bombeo kW 4 6000 4237 0,39 3676 5 8000 4696 0,32 3062 V. a rellenar m3 V. aporte del río 12h 1763 3714,075 3304 3714,075 Combinaciones que cumplen condición de diseño 55 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Puesto que uno de los criterios impuestos es el de afectar lo menos posible al medio ambiente, parece evidente decantarse por la opción de turbinar durante 4 horas con un depósito superior de 6000 m3 ya que en este caso, el volumen a captar del río es considerablemente inferior a la segunda opción restante. A esto hay que añadir que el tamaño de los depósitos superior e inferior también son menores, Cabe recordar que ambas opciones generan 5 MW de potencia. Dicho lo cual, las primeras características dimensionales a las que se concluye son: Central hidráulica reversible de 5000 kW Horas de turbinación V. dep. superior m3 V. dep. inferior m3 Q bombeo m3/s Pot de bombeo kW 4 6000 4237 0,39 3676 V. a rellenar m3 V. aporte del río 12h 1763 3714,075 Datos de característicos de la central 5.5.4 Canal de derivación El canal de derivación captará el caudal del río y lo canalizará hacia el embalse inferior. El canal se ha dimensionado para llevar un caudal medio de 309 m3/h, que es el caudal del río, pero respetando un caudal ecológico. La velocidad del agua en dicho canal no superará los 0,8 m/s. El canal tendrá será de sección trapezoidal de 0,11 m2 y estará dotado de una pendiente de 1,22 m de desnivel por cada 1000 m recorridos. 5.5.5 Tubería forzada La tubería forzada tiene una longitud aproximada de 2600 m (ver plano Núm 6) y se instalará soterrada según obligan ahora administraciones públicas medioambientales. El caudal de agua necesario para conseguir 5 MW de potencia eléctrica con un salto neto de 906 m (ver Plano Núm 0) y con un rendimiento total de turbina del 85%, es de 0,66 m3/s. Por otro lado, puesto que se está en un hábitat protegido y no se quiere tener ruidos que puedan incomodar a las especies animales que viven en la zona, la velocidad del fluido por dentro de la tubería forzada no debe superar los 2 m/s. Así pues, con un caudal de 0,66 m3/s y una velocidad interna de 2 m/s, el diámetro interior de la tubería forzada ha de ser de 649 mm. Un diámetro superior supone una disminución de pérdidas y un decremento de velocidad interna. Así pues, la tubería forzada normalizada que se instalará será de acero soldado con 660 mm de diámetro exterior con un espesor de 10 mm. 56 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 5.5.6 Tubería de impulsión La tubería de impulsión irá instalada paralela a la tubería forzada de la misma manera que ésta, por lo que tendrá también una longitud de 2600 m. El volumen de agua a impulsar durante la turbinación es de 4230 m3 (ver tabla xx). Este volumen ha de impulsarse durante el tiempo en el que el depósito superior se vacía con la turbinación, que en este caso es de 2,5 horas (ver anexo xx). Es decir, si no existiera recarga simultánea, el depósito superior se vaciaría en 2,5 horas, por tanto hay que recargar el volumen de agua necesario (4230 m3) para que pueda turbinar durante 1,5 horas más. Dicho esto, el caudal a impulsar es de 0,39 m3/s, y para evitar ruidos, el diámetro interior ha de ser como mínimo de 500 mm. Así pues, la tubería de impulsión normalizada que se instalará será de acero con 513 mm de diámetro exterior con un espesor de 10 mm. 5.5.7 Centro de bombeo El centro de bombeo estará instalado en el interior del edificio de la central minihidráulica existente y así no será necesario la construcción de un nuevo edificio exclusivo para ello. A priori y según los cálculos realizados el centro de bombeo consumirá un potencia de 4200 kW. La potencia definitiva a consumir la decidirá la bomba escogida para realizar la impulsión, la cual debe ser capaz por un lado de vencer la altura geométrica junto con la altura equivalente a pérdidas por las características propias de la tubería y por otro poder asumir el caudal necesario. La altura geométrica a vencer es la diferencia de altura entre el embalse y el depósito superior, que en este caso es de 924 m. Las a pérdidas totales de carga son de 468 m. Con esto, la bomba ha de ser capaz de bombear a una longitud vertical equivalente de 1392 m (esta altura está sobredimensionada). Por otro lado, el caudal que debe asumir es de 0,39 m3/s que son 389 l/s. En el mercado existen bombas capaces de realizar ese trabajo. En el presente proyecto se ha tomado como ejemplo de dimensionamiento la bomba de alta presión HGM de la marca KSB. 57 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Bomba HGM-RO de la casa KSB La selección de esta bomba ha sido debida a su bajo consumo respecto a otras con características similares. La bomba HGM-RO es capaz de impulsar 140 l/s a 1400 m de altura manométrica con un consumo de 1200 kW. Es evidente que esta bomba cumple con el requisito de la altura pero no con la del caudal. Por tanto, se instalarán tres bombas HGM-RO en paralelo más una de recambio que podrán impulsar 420 m3/s, con un consumo total de 3600 kW. 58 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 5.6 SOLUCIÓN HIDRÁULICA ADOPTADA La repotenciación de la central de El mulato de 0,8 MW se hará mediante la construcción de una central hidráulica reversible pura de 5000 kW con 4 horas de funcionamiento continuo y que utilizará el emplazamiento actual del edificio para colocar las nuevas turbinas y la central de bombeo. Con esto se le dotará de una energía almacenada de 20.000 kWh. La nueva central de El Mulato está diseñada para respetar el medio ambiente y el parque natural de Las Nieves en el que queda emplazado. Esquema de funcionamiento de la central hidroeólica La central tendrá un depósito superior a una altura de 1325 m y un embalse inferior a 401 m. El eje de turbina se encuentra a 419 m por lo que se cuenta con un salto neto de 906 m. El depósito superior tiene un volumen de almacenamiento de 6000 m3. El embalse inferior podrá albergar un volumen de 4250 m3 necesario para el bombeo simultáneo y complementar las 4 horas de turbinación. El caudal necesario de río se dirigirá a través de un canal con sección trapezoidal de 0,11 m2. Se instalará 1 turbina Pelton de 5 MW potencia que trabajará con un caudal de equipamiento de 0,66 m3/s y un salto neto de 906 m. 59 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA El centro de bombeo constará de 3 bombas HGM-RO de 1200 kW cada una más una turbina extra que entrará en funcionamiento en caso de que alguna esté parada por stop técnico o por reparación. Se bombeará un caudal de 0,39 m3/s mientras la central está en funcionamiento. Cuando la actividad cese, el centro de bombeo impulsará durante 12 horas parte del caudal del río del barranco de Marcos y Cordero para llenar por completo el depósito superior. La tubería de forzada será de acero soldado de 660 mm de diámetro exterior y tendrá una longitud de 2600 m. La tubería transcurrirá bajo tierra garantizando un confort acústico a la fauna de la zona. La tubería de impulsión será de acero de 513 mm de diámetro exterior y tendrá una longitud de 2600 m. La tubería transcurrirá bajo tierra paralela a la tubería forzada garantizando un confort acústico a la fauna de la zona. 60 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 6 DIMENSIONAMIENTO DEL PARQUE 61 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA En este apartado se procede a describir los pasos seguidos para determinar el mejor emplazamiento y dimensionamiento del parque eólico que dotará de la energía suficiente al grupo de bombas de la central reversible con objeto de posibilitar la impulsión de agua para la recarga de su depósito superior. 6.1 SOPORTE INFORMÁTICO UTILIZADO 1. Google Earth Google Earth es un programa informático gratuito muy popular similar perteneciente al grupo de los Sistemas de Información Geográfica (SIG). Este programa fue creado por la empresa Keyhole Inc., pero comprado y relanzado por la empresa Google el 28 de junio 2005. Permite visualizar imágenes en 3 dimensiones del planeta combinando imágenes de satélite, mapas y el motor de búsqueda de Google que facilita la visualización de imágenes a escala de un lugar específico del planeta. Este programa fue utilizado para el desarrollo de este proyecto para determinar los lugares más idóneos del emplazamiento, para realizar el análisis de la posición del parque eólico y recolectar información acerca de la orografía del terreno. 2. Acceso aplicativo del atlas eólico (IDAE) El Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) ha creado una base de datos gratuita suficientemente fiable para permitir la evaluación del potencial eólico disponible en todo el territorio español, incluyendo la explotación de sus resultados mediante un Sistema de Información Geográfica. Este recurso no excluye la necesidad de medir los emplazamientos antes de instalar un parque eólico, sin embargo es de vital importancia para un análisis preliminar del proyecto. 3. Wind Atlas Analysis and Application Program (WAsP) Es un programa computacional creado y distribuido por Wind Energy Division en Risø DTU, Denmark, utilizado en la industria de energía de viento para simular el recurso del viento sobre el terreno y estimar la producción de energía a largo plazo de parques eólicos y/o aerogeneradores. El programa modela terrenos complejos, rugosidad y obstáculos y es utilizado por más de 2900 usuarios en cerca de 110 países. El programa de WAsP esta siendo utilizado para modelar el parque eólico en el emplazamiento seleccionado para determinar la energía eléctrica capaz de aportar los aerogeneradores y determinar las posiciones óptimas del parque. 62 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 6.2 UBICACIÓN DEL EMPLAZAMIENTO. En la imagen que aparece a continuación, se muestran los puntos más relevantes para el diseño del parque. Ubicación prevista del parque eólico Tal y como se observa, la ubicación del parque eólico previa al estudio detallado mediante WAsP se estima cerca del grupo de bombeo que se encuentra en el interior del edificio de la central minihidráulica de El Mulato. La distancia necesaria para transportar la electricidad desde el parque hasta la central no he de ser muy grande para evitar en lo posible pérdidas en el transporte. No obstante, el estudio detallado del recurso eólico junto al de relieve propiciará la ubicación definitiva del parque. 63 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 6.3 DATOS DE VIENTO Los datos de viento se han obtenido a través de la interfase del acceso aplicativo del IDAE. Una vez introducidas las coordenadas del punto exacto del cual se quieren obtener los datos (estación meteorológica en imagen anterior), la aplicación devuelve una tabla como la que sigue en la que divide los datos en 16 sectores, cada uno con una dirección de viento. Para cada uno de los sectores, la aplicación facilita la frecuencia de aparición de ese viento, su velocidad media, el porcentaje de potencia que le corresponde y además facilita los parámetros para el cálculo de la distribución de Weibull. Estos datos de vientos han sido tomados directamente del acceso aplicativo del IDEA. Este acceso toma una estación meteorológica real y crea una proyección para diferentes puntos. El Punto mas cercano a nuestro emplazamiento puede ser tomado como referencia pues la distancia al emplazamiento es minima. Esto quiere decir que los datos de vientos no son medidos en el emplazamiento especifico, sin embargo son representativos y pueden tomarse como validos. 64 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 6.4 MODELIZACIÓN DE LA ZONA. Para poder trabajar con el software WAsP, es prioritario introducirle un mapa de relieve para que considere en sus posteriores cálculos los efectos que éste puede provocar en la producción de energía eólica y así acercar lo más posible la simulación a la realidad. Introduciendo las coordenadas del emplazamiento específico en el Google Earth y activando la opción de terreno, se obtiene la siguiente imagen: Curvas de nivel de San Andrés y Sauces Si se observa el mapa detenidamente, se puede notar que esta imagen contiene curvas de nivel que representan puntos que se encuentran a una misma altura. La nomenclatura utilizada en los mapas puede variar dependiendo de si se observan glaciares, tierra o mares. En este caso, a lo largo de cada curva de nivel aparece la altura que representa. 65 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Ejemplo de curva de nivel El editor de mapas del WAsP permite trabajar con imágenes obtenidas del Google Earth como fondo del programa, facilitando así la escritura encima de ésta. De este modo, las curvas de nivel que el programa WAsP necesita se pueden dibujar de forma sencilla. Antes de comenzar a recrear líneas de nivel, se debe indicar al WAsP Map Editor las coordenadas señalando 3 puntos que han de ser lo más ortogonales posibles. Los puntos a seleccionar no son tomados al azar, sino que se hace uso de coordenadas y espacios que pudieran ser fácilmente reconocidos. Una vez esta etapa está concluida, se dibuja sobre el mapa cada una de las líneas de nivel identificándolas con la altura en metros. El WAsP define colores para cada línea de nivel, los cuales pueden ser cambiados en cualquier momento. La orografía del emplazamiento seleccionado queda descrita en la siguiente imagen en donde se pueden apreciar las diferentes curvas de nivel representadas cada una con un color distinto. 66 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Curvas de nivel recalcadas de San Andrés y Sauces I Curvas de nivel recalcadas de San Andrés y Sauces II La imagen anterior muestra el resultado del trabajo hecho con Masp Editor tras retirar la imagen patrón. 67 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 6.5 MODELIZACION DEL PARQUE EÓLICO. Para modelizar se utilizará el programa WAsP. Se introduce la digitalización del mapa creada en el WAsP Map Editor explicada en el punto anterior. A pesar de que el WAsP no muestre las diferencias de las líneas de nivel, realmente interpreta de forma correcta las cotas y las rugosidades del terreno. Se incluyen en el mapa una estación de medida y se procede a buscar datos de viento de la base de datos del IDAE. Datos de viento Una vez obtenidos los datos en la base de dato del IDAE, y tras un conveniente tratamiento de los mismos, los datos se transforman en una distribución estadística (Weibull) de la velocidad del viento y la rosa de los vientos característica del emplazamiento. En las siguientes figuras se pueden ver dichas distribuciones estadísticas. 68 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Cabe resaltar que la rosa de los vientos muestra que hay una dominación más que significativa por parte de los vientos que provienen del noreste. Se procede a crear el parque eólico introduciendo aerogeneradores y agrupándolos dentro de un cluster o grupo. Para indicarle al WAsP que modelo debe de usar, se agrega la turbina como parte del cluster. Los aerogeneradores se colocan utilizando el método de prueba y error en el área de mayor recurso eólico, de modo que para cada ubicación exacta de los aerogeneradores las pérdidas 69 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA causadas por efecto estela no sea superior al 5%. En los siguientes gráficos se pueden ver las pérdidas originadas por este efecto. Pérdidas energéticas por efecto estela I Pérdidas energéticas por efecto estela II Nótese que las turbinas están colocadas una al lado de la otra alineadas perpendicularmente a la dirección del viento dominante. Además, las turbinas están colocadas de forma tal que las pérdidas por efecto estela se dan en las áreas de menor incidencia del viento. 70 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Con relación al terreno, cada línea abierta refiere a un nivel diferente, mientras que las líneas cerradas refieren a áreas urbanas o agua, donde la rugosidad del terreno varía en función de estos parámetros. Ubicación de los aerogeneradoes Se ha optado por ubicar el parque en el área más elevada del espacio estudiado. La distancia entre el parque eólico y el centro de turbinación es de 4 km. La razón por la que se ha elegido un emplazamiento lejano a dicho centro es causada por el recurso eólico insuficente existente en el área cercana a la central hidráulica. El WAsP posee la capacidad de modelar a la perfección las diferencias de viento en cada punto del mapa seleccionado al introducir una rejilla de recurso. A continuación se representa el recurso eólico y su variación por emplazamiento. 71 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Recurso eólico y su variación por emplazamiento El potencial eólico aumenta a medida que la tonalidad de color se enrojece, y es más deficiente en la medida que el color se acerca al azul oscuro. Podemos notar como la ubicación presentada es la de mejor recurso presentado. 72 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 6.6 AEROGENERADOR El aerogenerador más adecuado para el proyecto es el AN Bonus 600 kW / 44-2. Este modelo es muy versátil y permite trabajar a partir de un régimen de velocidades de viento muy bajas (3 m/s) consiguiendo una generación de energía importante. Es idóneo para las cumplir con los requisitos específicos de la zona en la que el parque eólico va a trabajar. Rango de funcionamiento del aerogenerador AN Bonus de 600 kW A continuación se presentan los datos técnicos del aerogenerador. 73 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA POWER Nominal Output Rated power Rated wind speed Cut-in wind speed Cut-out wind speed 600kW 600 / 120 kW 3,0 m/s m/s 15,0 m/s m/s 25,0 m/s m/s ROTOR Hub Height Diameter Swept area Number of blades Rotor speed Type Material Manufacturer 80m 44,0 m m 1,520.53 m2 3 18 / 27 U/min LM 19.1 glas-fibre reinforced plastic GEAR BOX Type Stages Ratio Manufacturer combined spur / planetary gear 3 01:55,6 Flender GENERATOR Type asynchronous Number 1 Speed 1.000 / 1.500 U/min Voltage 690 V V Grid connection via thyristors Grid frequency Manufacturer z.B. ABB CONTROL AND PROTECTION SYSTEM Power limitation stall Speed control stall, netzgeführt Main brake blade tip control, hydraulisch aktiviert Second brake system disk brake Yaw control system electric gear motor(s) Manufacturer of control system KK-Elektronik SCADA-System TECHNICAL DETAILS Power curve Sound power level Electrical characteristics yes yes WEIGHT Single blade Nacelle (without rotor & hub) Tower 3,15 t t 24 t t 36 t t TYPE APPROVAL Guideline, Class Survival wind speed 57,0 m/s m/s Datos técnicos del aerogenerador AN Bonus de 600 kW 74 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 6.7 ESQUEMA ELECTRICO Y CABLEADO Para el transporte de la energía eléctrica producida por cada aerogenerador se utilizará la siguiente configuración mostrada en el gráfico inferior, la cual parte desde el aerogenerador número 6 hacia la subestación elevadora para su posterior incorporación al grupo de bombeo. Representación de la líne eléctrica desde el parque hasta la central Grafico de Distribución eléctrica. Para el dimensionamiento de los cables entre aerogeneradores se tomaron los parámetros de criterio de caída de tensión tanto los valores nominales como el por ciento % que representa al total del sistema, así como la pérdida de potencia por transporte en valores nominales y % que representa al sistema completo. Según la característica de los aerogeneradores se producirá en baja tensión que en este caso es interna a cada aerogenerador, y consiste en unos circuitos internos que conectan la salida del aerogenerador con el centro de transformación, también interno (en la parte inferior del aerogenerador), que eleva el potencial eléctrico de salida de Baja Tensión (690V) hasta Media Tensión (15kV). Con las líneas en media tensión se conectan los aerogeneradores entre sí, y a la subestación del parque. El trazado de la red está basado en la disposición de los aerogeneradores como se citó 75 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA anteriormente y los cables se instalarán soterrados hasta la subestación, y luego una línea aérea evacuará la energía del parque. En lo que comprende a la toma de tierra; cada aerogenerador estará provisto de una canalización específica para la red de tierra. La configuración de celdas de los aerogeneradores y del cableado en el parque será como se puede visualizar en las siguientes tablas: Las celdas eléctricas serán provistas por los llavemanistas del parque. Se seleccionaron cables de inicio de 95 mm2 con el propósito de disminuir las pérdidas de potencia y caída de tensión. Cálculo de caída de tensión y pérdidas de potencia en cables Tramos 06-04 04-08 08-05 05-03 03-01 01-02 02-07 07-SET Total Parque(Mw) Location [m] (223418.7,3184955.0) (223511.2,3184836.0) (223591.6,3184759.0) (223681.7,3184675.0) (223815.8,3184581.0) (223992.3,3184466.0) (224169.7,3184363.0) (224421.5,3184409.0) P (W) 600000 1200000 1800000 2400000 3000000 3600000 4200000 4800000 4,8 L(km) 0,15 0,1113 0,1232 0,1638 0,2104 0,2054 0,256 0,0253 1,25 Leq(km) 0,16 0,12 0,13 0,17 0,22 0,22 0,27 0,03 I(A) Sección(mm2) Caidade tensión (v) Caidade tensión (%) Pérdida de potencia (kW) Pérdida de potencia(%) 12,83 95 1,21 0,00 0,03 5,22407E-06 25,66 95 1,80 0,01 0,09 7,75253E-06 38,49 95 2,98 0,01 0,23 1,28721E-05 51,32 95 5,29 0,02 0,55 2,28188E-05 64,15 120 6,76 0,02 0,88 2,91833E-05 76,98 185 5,16 0,02 0,80 2,22593E-05 89,81 240 5,78 0,02 1,05 2,49331E-05 102,64 300 0,52 0,00 0,11 2,23889E-06 461,88 29,5 0,1 3,7 0,0 Cálculos basados en intensidades nominales de cables 76 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 6.8 LOGÍSTICA Y TRANSPORTE DE AEROGENERADORES La Isla de la Palma está constituida por territorio muy abrupto en cortas distancias alcanzando los 2.426 m en el Roque de Los muchachos, punto más elevado de toda la isla, constituida por zepas, y áreas protegidas. En la vertiente norte de la isla se encuentra una gran depresión de origen erosivo como es la Caldera de Taburiente, declarada parque nacional en 1954. En 1983 la zona del canal y los tilos fue declarada reserva de la Biosfera por la UNESCO, lo que convierte en Reserva mundial prácticamente a toda la isla. Red Vial de la Palma Dividida en 14 municipios, y una red de carretera de 1.200km, de las cuales las principales están asfaltadas y en buen estado físico, aunque se caracterizan por las cantidades de curvas existentes algunas muy cerradas, limitando la velocidad de transito. Existe una carretera que circunda la isla de unos 180km y esta compuesta por dos carreteras, LP-1 y LP-2. La LP-1 es la circunvalación del norte aproximadamente de unos 102 km partiendo de santa cruz de la palma que es la capital de la isla, pasando por puntallana, los sauces, barlovento, garafia, punta gorda, tijarafe y terminando en Argual. La LP-2 de aproximado 55 km circunda la parte sur de la isla partiendo desde santa cruz de la palma pasa por breña baja, mazo, fuencaliente, los llanos, tazacorte terminando en el puerto de tazacorte. Partiendo desde las carreteras principales tenemos las de menor longitud como la LP-3 de 25,9 km conocida como ¨El Paso¨, la LP-4 de 47,84 km sube al observatorio Astrofísico conocida como carretera del Roque, bajando hasta Garafia por la parte norte de la isla; esta también la LP-5 de 3,8 km parte de breña baja y llega hasta el aeropuerto de La palma, y la LP-20 que consta de 3,7 km ubicada al exterior de santa cruz de la palma para evitar el casco urbano de la capital. Esta red se completa con 47 carreteras más de carácter secundario. Red marítima y aérea de la palma La isla de la palma cuenta con dos puertos, uno en la bahía de santa cruz de la capital que es utilizado como puerto desde 1493, es el principal ubicado en la latitud 28º 40' N, y longitud 17º 46' W, con vientos predominantes en dirección sur oeste y con las siguientes características superficies de flotación para zona comercial, pesquera, y para otros tipo de desembarque con un calado de 35 metros, y un nuevo puerto en tazacorte. 77 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Además cuenta con un aeropuerto entre los municipios villa de mazo y breña baja ubicado a 8 km de la capital el aeropuerto de La palma al cual se accede a través de la LP-138. Logística del transporte Se tiene previsto que tanto los equipos electromecánicos de la central como los aerogeneradores serán recibidos por la terminal de Santa Cruz de La Palma por varias razones, entre la que podemos citar las siguientes: • Las vías de acceso a la terminal son óptimas; las distancia desde la península iberica hasta el puerto son aceptables. • La terminal favorece un rápido desembarque de los equipos y maquinarias que serán utilizada en el proyecto hidroeólico de la palma. 78 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA • • • • • Es el único puerto en la isla que cuenta con las instalaciones para el desembarque de este tipo de maquinaria, porque el nuevo puerto de tazacorte es más bien turístico, no cuenta con suficiente calado, para buques de gran tamaño. El puerto de tazacorte no cuenta con las capacidades de grúa para el desembarque. La distancia y el costo de recorrido desde el puerto de santa cruz hasta parque es menor que desde tazacorte. Además de las facilidades como alojamiento para el equipo técnico, por ser esta la capital de la palma además de que la terminal dispone de espacio para un almacenaje de carga en caso de ser necesario. El equipo técnico estará presente el día de desembarque de los aerogeneradores para asegurar calidad y garantía de lo recibido, favorecido por corta distancia de alojamiento. Vías de acceso a parque eólico Una vez entregado en puerto los aerogeneradores serán transportados en camiones tipo patana con capacidad de transporte para el tipo de aerogeneradores seleccionados que en este caso corresponde con aerogeneradores Bonus 600kw, diámetro rotor de 44 metros, altura buje 80 metros, y un total de 8 aerogeneradores, Más una Torre meteorológica anemométrica. Las especificaciones del camión que va a trasportar cada componente principal se van a detallar a continuación. Torre; la torre se trasportara en varios tramos hasta llegar a una altura final de 80 m. Palas; la longitud de las palas será de 22 m y el peso total será de 5.800 kg Rotor; las dimensiones de este elemento rondarán los 10m. de longitud a trasportar con el camión y 4,9m de alto. El peso de la unión del buje y la nacelle será aproximadamente 106 t. 79 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Por tanto, los parámetros de diseño de los caminos tendrán que tener un ancho de vía entre 5 y 6 metros para el trasporte. Se utilizara grúas del tipo telescópicas que a pesar de que son pocas las que hay en el mercado solo requieren vías de 5m y el volumen de trabajo es mayor respecto a las grúas de celosía. El firme deberá aguantar el continuo paso de camiones que pueden llegar a alcanzar tonelaje de hasta 150 toneladas. En todo el trazado la geometría del mismo debe facilitar rectas de longitud mínima de 60 m y curvas con radio mayor a 35m. Los mismos serán transportados como un primer tramo vía la circunvalación LP-1 que se toma a la salida del puerto de santa cruz en dirección norte pasando por puntallana, la Lomada y llegando a San Andrés y Sauces como podemos visualizar en el mapa inferior. 80 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Vía de Acceso a parque Llegando a san Andrés y sauces tomar la carretera LP-105 en dirección oeste, según los estudios que tenemos es una pequeña carretera con muchas curvas, y como segunda opción esta la LP-31 la cual es paralela a la 105 para tomarla deben avanzar unos 2 kilómetros más por la LP-1, la carretera LP-31 termina en el tramo de pocas curvas de la LP-105, lo que facilita el recorrido pero sacrifica distancia y costo, hasta llegar al emplazamiento, el cual se encuentra pasando próximo a la carretera de la central hidroeléctrica El Mulato. Este segundo tramo podemos visualizarlo en la toma inferior. El cual inicia en los sauces para la LP-105 y dos kilómetros más adelante se encuentra la LP-31 las dos en la misma dirección, para la vía LP-31 su trayecto es más recto y corto que la vía 105. 81 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Disposición logística de aerogeneradores Los aerogeneradores se ubicarán en una sola fila de ocho unidades, orientada de Norte a Sur, tomando en consideración que según el estudio del emplazamiento Preliminar elaborado por el departamento técnico, el rumbo predominante de los Vientos es en dirección norte noreste. La distancia entre las torres de los aerogeneradores es aproximadamente de tres (3) diámetros del rotor tomándose como distancia media 100 m. Por ello, la orientación de las filas de Norte a Sur minimiza la posibilidad de que se produzcan pérdidas de captación de energía por efectos de estela significativos entre los rotores de las máquinas, en diferentes períodos del año. Para el levantamiento del parque eólico en el emplazamiento se utilizarán grúas y maquinaria pesada, por el alto grado de complicaciones existentes se ha determinado que el parque será construido bajo la modalidad de llave en mano, por las ventajas que representa. 82 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 6.9 RESULTADOS Parameter Total Average Minimum Maximum Net AEP [MWh] 5465.922 683.240 555.511 931.164 Gross AEP [MWh] 5598.590 699.824 578.971 954.154 Wake loss [%] 2.37 - - - Parámetros de las turbinas: Turbine Net Elevation Height Wake AEP [m] a.s.l. [m] a.g.l. loss [%] [MWh] Site Location [m] Turbine site 001 (223992.3,3184466.0 Bonus 600 1586 ) kW Mk IIIC 80 931.164 2.41 Turbine site 002 (224169.7,3184363.0 Bonus 600 1422 kW Mk IIIC ) 80 680.116 1.58 Turbine site 003 (223815.8,3184581.0 Bonus 600 1564 ) kW Mk IIIC 80 669.136 3.38 Turbine site 004 (223511.2,3184836.0 Bonus 600 1570 ) kW Mk IIIC 80 580.120 3.04 Turbine site 005 (223681.7,3184675.0 Bonus 600 1558 ) kW Mk IIIC 80 576.151 4.34 Turbine site 006 (223418.7,3184955.0 Bonus 600 1592 ) kW Mk IIIC 80 640.334 0.72 Turbine site 007 (224421.5,3184409.0 Bonus 600 1402 ) kW Mk IIIC 80 833.388 0.35 Turbine site 008 (223591.6,3184759.0 Bonus 600 1560 ) kW Mk IIIC 80 555.511 4.05 Comportamiento del viento en cada turbina. H E RIX Site Location [m] A [m/s] k U [m/s] [m] [W/m²] [%] 6.5 2.28 5.76 199 15.4 Turbine site 001 (223992.3,3184466.0) 80 dRIX [%] -0.3 83 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Turbine site 002 (224169.7,3184363.0) 80 5.7 2.08 5.01 142 12.8 -2.9 Turbine site 003 (223815.8,3184581.0) 80 5.8 2.48 5.15 133 13.7 -2.0 Turbine site 004 (223511.2,3184836.0) 80 5.5 2.49 4.88 113 10.5 -5.2 Turbine site 005 (223681.7,3184675.0) 80 5.5 2.49 4.90 114 10.5 -5.2 Turbine site 006 (223418.7,3184955.0) 80 5.6 2.47 5.00 122 10.7 -5.1 Turbine site 007 (224421.5,3184409.0) 80 6.2 2.36 5.48 166 11.3 -4.5 Turbine site 008 (223591.6,3184759.0) 80 5.4 2.49 4.83 109 10.7 -5.0 Estos resultados nos ofrecen un equivalente a 1.166 horas de producción anuales. La producción podría ser mayor, sin embargo el recurso eólico en nuestro emplazamiento es muy pobre, y cambiar el emplazamiento hacia un área con mayor recurso significaría una distancia muy grande. 84 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 6.10 SOLUCIÓN EOLICA OPTADA El parque eólico estará ubicado a unos 4,6 km de distancia de la nueva central reversible de El Mulato aprovechando el mayor potencial eléctrico de una zona más elevada. El parque constará de 8 aerogeneradores AN- BONUS de 600 kW cada uno que producirán conjuntamente un total de 5,47 GWh netos al año. Las horas de producción al año ascienden a 1.166. La disposición de los aerogeneradores permite que las pérdidas por efecto estela sea en todo momento menores al 5%. Las distancias entre aerogeneradores están cercanas a dos veces la altura de torres. Los aerogeneradores y todo el equipo necesario para su instalación entrarán en la isla a través del puerto de Santa Cruz de La Palma que es el puerto situado al este de la isla. De ahí se transportará hasta el emplazamiento haciendo uso de la carretera comarcal LP-105. 85 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 7 ANÁLISIS ECONÓMICO Y FINANCIERO 86 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 7.1 INVERSIÓN Obra Civil La obra civil del parque eólico incluye las zapatas, plataformas, caminos, zanjas para canalizaciones, señalización y seguridad. Tomando como referencias el costo medio de una zapata armada de las dimensiones necesarias para un aerogenerador que son 12x12x1, es de 30,000 euros. Las plataformas para el montaje son aproximadamente de 15x20 metros y el coste es de unos 1,800 euros. Un camino nuevo de un ancho de 5 metros, puede representar un coste medio de 40 euros por casa metro lineal. En el caso de las zanjas se estima un precio medio de 30 euros por metro lineal; y para la señalización unos 8,000 euros por el parque completo. Instalación Eléctrica La instalación eléctrica comprende los cables enterrados de 15kV. Esto considerando que los aerogeneradores tienen una tensión de unos 690 V, y que para evitar pérdidas se eleva la tensión a 15kV en líneas subterráneas hasta la subestación, el costo de esta transformación es de aproximadamente 30,000 euros, considerando un transformador de 2MW. Para estos cables se consideran unos precios de 10 euros por cada metro de cable y el costo de las zanjas se ha considerado ya en el inciso anterior, obra civil. Para este parque se tiene un recorrido de línea subterránea de 1.23 kilómetros. Aerogeneradores El importe aproximado de los aerogeneradores es de 460,000 euros para los de 1.3MW. Este precio incluye suministro, montaje e instalación del aerogenerador. Se tienen 8 aerogeneradores de 600kW BONUS, modelo MK IV, con diámetro de 44 metros, altura torre de 80 m, paso palas fijo, velocidad de generador fija, y generación asíncrona. 87 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Subestación del Parque Esta subestación del parque eólico comprende los elementos de control, protecciones, mecanismos de maniobra, seccionamiento y mantenimiento, y supone una inversión de 1,300,000 euros. La subestación no tendrá centro de transformación debido a que se elevará previamente el voltaje a 15kV en las líneas de recolección. Línea Eléctrica La línea eléctrica es una línea de 3,8 kilómetros, desde el parque eólico hasta la central de bombeo. Es una línea de media tensión, 15kV, y hará el recorrido de forma aérea hasta el emplazamiento. Obra Civil Central Hidráulica La obras civiles en la central hidráulica serán menores debido a la existencia de un centro de turbinación en el emplazamiento como se cito anteriormente, se trata de un repowering en una edificación existente, solo se consideraran factores externo a la central tales como: la estación de transformación, cuarto de bombas, tubería de impulsión y adecuación de depósitos tanto inferior como superior. $3500, 000. Sistemas Mecánicos, grupo de mando y control, auxiliares, y regulación. Dentro del conjunto de equipos que se consideran para una central hidroeléctrica se citan los siguientes; grupo de mando, grupo oleo hidráulico, reguladores de velocidad, PLC, puente grúa, sistema contra incendio, alumbrado normal y de emergencia, grupo electrógeno, entre otros. 7.1.2.1 Conducciones Forzadas La conducción forzada es la tubería que lleva el agua a presión desde el embalse superior a centro de turbinacion, en este caso hasta la entrada de la turbina para esta tubería de 625mm de sección se considera un estimado de $ 500 euros por metro de tubería, la misma será de acero empotrada en dedos de hormigón. 88 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 7.1.2.2 Turbina Pelton La turbina pelton son turbinas de chorro libre que se acomodan a la utilización de saltos de agua con mucho desnivel, caudales pequeños y cargas parciales, con saltos entre 600 y 1500 m se consiguen rendimientos máximos del orden de 90%, para la turbina pelton de 5mw seleccionada se considera un costo estimado de $ 840,000. 7.1.2.3 Grupo de Bombeo El bombeo hidráulico se basa en un principio sencillo, la presión ejercida sobre la superficie de un fluido se transmite con igual intensidad en todas las direcciones. Una bomba hidráulica es un dispositivo tal, que recibiendo energía eléctrica de una fuente externa, la transforma en una energía de presión transmisible de un lugar a otro de un sistema hidráulico a través de un líquido cuyas moléculas estén precisamente a esta presión. Aplicando este sencillo principio por medio de las bombas se transportara desde el deposito inferior al deposito superior el volumen de agua dimensionado en los cálculos citados anteriormente, para la central de bombeo se seleccionaron bombas con un coste estimado de $ 5200 cada una. 7.1.2.4 Tubería de Impulsión La necesidad de transportar agua desde un nivel inferior a otro superior justifica la presencia de las tuberías de impulsión en cualquier instalación hidráulica real. El diámetro de esta conducción será de 550mm, combinado consideraciones de carácter económico y técnico, para la tubería de impulsión se estimo un coste de $ 450 por metro lineal de tubo. 89 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA RATIOS ECONOMICOS DEL PROYECTO Eólico 1.160.854 €/MW Hidráulico 1.102.160€/MW Hidroeólico 1.130.902€/MW Inversión Total 11.082.900 € 90 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 8 CONCLUSIONES 91 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA La isla de La Palma posee unos recursos naturales excelentes que se pueden explotar respetando el medio ambiente para generar energía de origen renovable. Los vientos alisios que dominan en la isla aseguran un potencial eólico casi constante a lo largo del año, o lo que es lo mismo, son una fuente segura de suministro eléctrico. Por otro lado, la zona norte y este de La Palma es muy rica en ríos y afluentes así como en acuíferos subterráneos. Esto, explotado de la forma más sostenible posible, puede aportar al mix energético renovable una ayuda importante. Sin embargo, este proyecto se ha tenido que ceñir a las características propias de la zona de San Andrés y Sauces, lugar en el que se encuentra situada la pequeña central de “El salto de El Mulato”, donde el caudal que se utiliza para el aprovechamiento no es muy generoso y el recurso eólico en el valle es bajo debido a las condiciones orográficas del lugar. No obstante, dentro del contexto que rodea a la central, se ha conseguido exprimir al máximo los recursos disponibles diseñando una central hidráulica reversible capaz de aportar 5 MW a la red sin necesidad de dejar al naciente de Marcos y Cordero sin caudal. Por el contrario, pese a que la potencia generada no es representativa frente a la demanda energética total de la isla, contribuye de forma significativa al mix energético. El parque eólico necesario para el bombeo se ha tenido que desplazar a 4 km de distancia, precisamente a causa del bajo potencial en la zona de San Andrés y Sauces. En este proyecto, el parque ha sido concebido para dotar únicamente al centro de bombeo de potencia suficiente para la impulsión de agua al depósito superior de la central. Aprovechando que el bajo recurso eólico obliga al parque a situarse en un lugar con mayor potencial, el parque podría sobredimensionar con aerogeneradores de mayor potencia y así poder aportar una energía a la red. El proyecto no sería rentable económicamente, por lo que se entiende que sería necesario un incentivo especial para fomentar este tipo de instalaciones insulares. Además, se ha detectado la necesidad de un marco normativo que regule la operación de las centrales de bombeo, ya que las centrales reversibles no entran en ningún régimen especial. 92 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 9 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 93 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Consejo Insular de Aguas de la Palma. Datos Hidrográficos. Ayuntamiento de San Andrés y Sauces. Plan de Ordenación la Palma. Red Eléctrica de España. www.ree.es. Boletin Mensual del Sistema Eléctrico Canario. IDEA. Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía. Datos de viento isla de La Palma. PECAN – Plan Energético de Canarias. PIOLP – Plan Insular de Ordenación de la Palma. Plan de Autosuficiencia Energética. Comisión Nacional de Energía. Principios de Conversión de la Energía Eólica. CIEMAT, 2004. Salvador Cucó Padilla. Gestor de Proyectos e Instalaciones Energéticas, “Instalaciones Eólicas”. Manual del Ingeniero, Manual del Promotor, Manual del Consultor. Noviembre 2007. 94 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA ANEXOS 95 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA INTRODUCCIÓN En este anexo se van a mostrar cada uno de los cálculos utilizados para el dimensionamiento de la central hidráulica cuya descripción y seguimiento se describe minuciosamente en el punto 5 de la memoria descriptiva. ESTUDIO DE CAUDALES DEL RÍO Datos iniciales de caudal Los datos de caudal que se han obtenido los han propiciado la oficina de San Andrés y Sauces de El Consejo Insular de Aguas de La Palma. Se trata de unas medias mensuales desde el año 1986 en las que no se han facilitado las doce medias de cada año, si no que el número de medias de cada año varía respecto a los demás: Enero 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Febrero Marzo Abril 680 620 720 CAUDALES MEDIOS MENSUALES Mayo Junio Julio 710 720 890 690 700 720 800 790 Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 665 680 820 680 800 730 940 900 750 736 760 630 760 860 815 775 660 600 780 1050 975 770 830 595 840 735 580 780 800 880 850 785 620 840 680 1400 860 860 600 840 700 790 820 760 680 680 780 690 640 680 640 1200 1100 740 770 780 625 605 730 660 810 800 675 1500 1100 1320 1060 920 840 830 780 740 1020 Caudales medios mensuales facilitados (pipa/h) Para rellenar los datos que faltan, se han hecho una serie de extrapolaciones y de suposiciones: 1.-La tendencia en cada año es que los meses de máximo caudal sean Marzo, Abril y Mayo. A partir de ahí el caudal decrece significativa y progresivamente hasta Diciembre, mes en el que empieza a recuperarse caudal hasta Febrero. A partir de ahí comienza un nuevo ciclo. 96 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Caudales medios mensuales 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Tendencia anual del caudal de río 2.- Las lluvias anuales se concentran entre los meses de Octubre y Enero por lo que la montaña de La Palma, La Caldera de Taburiente, recoge el agua caída y llega al río del barranco de Marcos y Cordero a partir del mes de Marzo. Distribución de las lluvias anuales en la Isla de La Palma Así, con estas dos suposiciones y observando la tendencia anual para cada año y su relación respecto el año anterior y posterior, la tabla queda rellenada de la siguiente manera: 97 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Enero Febrero Marzo 680 620 720 700 690 740 830 750 760 630 600 710 750 770 650 600 685 730 700 900 950 850 860 860 850 690 660 770 710 730 770 940 750 760 600 650 780 780 770 650 600 780 760 690 970 1050 880 870 830 900 700 700 820 720 800 790 940 736 780 600 760 860 815 775 660 610 820 840 680 1400 1070 975 770 820 1020 CAUDALES MEDIOS MENSUALES Abril Mayo Junio Julio 720 720 890 740 820 810 930 736 780 600 840 880 850 785 670 620 840 860 675 1500 1100 1000 890 830 710 730 880 760 820 810 900 720 780 600 840 880 860 760 680 680 840 840 675 1400 1100 1010 880 825 690 700 840 740 810 780 880 700 760 595 840 840 840 740 670 670 810 800 660 1320 1060 990 840 830 675 690 830 720 800 730 860 700 735 580 810 820 820 710 650 660 800 770 650 1250 1000 970 790 810 Agosto Septiembre 670 680 820 680 780 720 850 680 720 570 780 800 810 690 640 640 760 760 650 1200 980 950 780 800 665 670 790 680 770 720 850 650 715 560 740 790 800 680 640 620 740 750 670 1100 960 930 770 780 Octubre Noviembre Diciembre 640 660 780 670 750 720 820 660 700 560 720 780 780 670 630 610 740 740 720 1050 940 920 770 760 620 670 740 660 740 725 790 670 670 570 700 760 780 660 625 605 730 715 790 1000 930 895 780 740 600 700 700 650 720 790 750 700 650 570 700 740 770 650 615 630 720 700 870 950 870 840 810 790 Caudales medios mensuales (pipa/h) Caudal disponible El caudal que se puede utilizar del río, no es toda el agua que circula por él. Siempre es necesario dejar un caudal ecológico de aproximadamente el 10%. No obstante en estos casos se trabaja siempre con un año tipo. Para obtener dicho año tipo, primero se ordenan los años de mayor a menor en función del caudal medio anual. Seguidamente se sacan los percentiles y se clasifican los años desde muy húmedos a muy secos: Año Qmedio anual Num Percentil Clasificación 2005 2006 2007 1992 2008 2009 1998 1997 1988 2002 2003 1990 1991 1996 1994 1999 1993 1989 2004 1987 1986 2000 2001 1995 1170,00 1000,83 934,17 861,67 817,50 806,25 804,58 803,33 798,33 772,08 772,08 769,17 758,75 748,33 734,17 721,67 704,33 702,50 702,50 683,33 671,67 648,33 628,75 586,25 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 0% 4% 9% 13% 17% 22% 26% 31% 35% 44% 44% 48% 52% 57% 61% 65% 70% 78% 78% 83% 87% 91% 96% 100% Muy húmedos Muy húmedos Muy húmedos Húmedos Húmedos Húmedos Húmedos Medio Medio Medio Medio Medio Medio Medio Medio Medio Seco Seco Seco Seco Seco Muy Seco Muy Seco Muy Seco Clasificación de los años 98 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Una vez hecha la clasificación, se hace una media de los caudales mensuales de todos los años medios, obteniéndose así el año tipo con el que se trabajará: Enero Febrero Marzo Abril Mayo 640,5 677 724,5 750,5 745 AÑO CARACTERÍSTICO Junio Julio Agosto 722 700,5 Septiembre 683 669,5 Octubre Noviembre Diciembre 660 644 637 Caudales del año característico (pipa/h) Con los caudales del año característico ya obtenidos, calcular el caudal ecológico y el caudal disponible para llevara embalse es muy simple. En estos casos se estima un caudal ecológico correspondiente al 10% del caudal de río. A continuación se muestra una tabla con los caudales ecológicos para cada mes y el caudal que queda disponible para su utilización: Qmedio mensual pipa/h Qmedio mensual l/s Qecológico l/s Q a embalse l/s 750,50 745,00 724,50 722 700,5 683 677 669,5 660 644 640,5 637 104,24 103,47 100,63 100,28 97,29 94,86 94,03 92,99 91,67 89,44 88,96 88,47 10,42 10,35 10,06 10,03 9,73 9,49 9,40 9,30 9,17 8,94 8,90 8,85 93,81 93,13 90,56 90,25 87,56 85,38 84,63 83,69 82,50 80,50 80,06 79,63 Caudal ecológico y disponible 99 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA CÁLCULOS HIDRÁULICOS En este apartado se explica las fórmulas utilizadas para los cálculos de turbinación, bombeo y volúmenes de depósitos. Turbinación La potencia de turbinación se puede calcular como: PT = ρ ⋅ QT ⋅ H n ⋅ g ⋅ η T Siendo ρ la densidad del agua que se tomará como 1 kg/m3, Q el caudal de equipamiento, H el salto neto que es de 906 m (1325 - 409), g la aceleración gravitatoria y ηT el rendimiento del equipo electromecánico que se tomará como 0,85 a pesar de las turbinas Kaplan tienen un rendimiento prácticamente en todo su rango de funcionamiento del 90%. Puesto que la potencia de turbinación deseada es de 5000 kW, despejando de la ecuación anterior, se obtiene un caudal de equipamiento de: QT = 0,66m 3 / s Conocido el caudal de turbinación necesario, el diámetro de la tubería forzada, teniendo en cuenta que la velocidad del fluido en su interior no debe sobrepasar los 2m/s con objeto de evitar ruidos y mayores pérdidas, se puede calcular en dos pasos como: SecciónT = dT = 2 ⋅ sec ciónT QT v = 649mm π Impulsión El caudal de impulsión (QI) se ha de calcular en función del volumen de agua que se desee mover desde el embalse al depósito superior en un determinado tiempo. El período de tiempo será aquel en el que el depósito superior tarde en vaciarse (tvacío). El volumen de agua a mover desde el embalse (Vbombeo) será aquel que se necesite turbinar para completar el tiempo de generación eléctrica (textra) una vez el volumen de agua inicial del depósito superior haya acabado. NOTA: textra + tvacío = tturbinación QI = VBombeo QT *t extra = t vacío t vacío Conocido el caudal de impulsión necesario, el diámetro de la tubería de impulsión, teniendo en cuenta que la velocidad del fluido en su interior no debe sobrepasar los 2m/s con objeto de evitar ruidos y mayores pérdidas, se puede calcular en dos pasos como: 100 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA QI v sec ción I SecciónI = dI = 2⋅ π La potencia de bombeo requerida para la impulsión se puede calcular como: PB = ρ ⋅ Q I ⋅ H I ⋅ g ⋅η B Siendo ρ la densidad del agua que se tomará como 1 kg/m3, Q el caudal de impulsión, HI la altura geométrica más la altura de pérdidas equivalente por tubería, g la aceleración gravitatoria y ηB el rendimiento del equipo electromecánico que se tomará como 0,80 . Estos pasos serán los adecuados cuando se haga un estudio de la mejor combinación posible a la hora de elegir el número de horas de generación y el tamaño de los depósitos. Una vez seleccionada la mejor alternativa se procederá a dar los resultados. HI es HI la altura geométrica más la altura de pérdidas equivalente por tubería. La altura geométrica es de 924 m (1325 – 401) y la altura de pérdidas se calculado como la suma de las pérdidas lineales de la tubería calculadas a partir del promedio de los resultados de pérdidas utilizando las fórmulas de Manning y Hazen Williams para tubería de acero y las pérdidas singulares, calculadas como un 10% de la longitud total de tubería. Pérdidas de carga Pérdidas de carga singulares (m) 10% Pérdidas de carga según Manning n=coeficiente de rugosidad Pérdida de carga (m) Pérdidas de carga según Hazen Williams n=coeficiente de rugosidad Pérdida de carga (m) Altura total para bomba 260 0,011 20,21214 130 17,5754 1202,894 Con esto, la potencia de bombeo necesaria es de 3676 kW. Depósito superior y embalse inferior Para determinar la mejor opción, se ha hecho una serie de combinaciones (introduciendo cada uno de los cálculos anteriormente descritos) entre las posibles horas de funcionamiento de la central y los diferentes tamaños de depósitos superiores que pueden construirse. El volumen del embalse inferior está un 20% sobredimensionado con respecto al volumen de bombeo. La siguiente tabla muestra cada una de estas combinaciones: 101 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Central hidráulica reversible de 5000 kW Horas de turbinación V. dep. superior m3 V. dep. inferior m3 Q bombeo m3/s Pot de bombeo kW 3 4000 3777 0,52 5150 3 6000 1377 0,13 1215 3 8000 0 0 0 3 10000 0 0 0 4 4000 6637 0,92 8582 4 6000 4237 0,39 3676 4 8000 1837 0,13 1215 4 10000 0 0 0 5 4000 9496 1,31 12257 5 6000 7096 0,65 6131 5 8000 4696 0,32 3062 5 10000 2296 0,13 1215 V. a rellenar m3 V. aporte del río 12h 223 3714,075 4623 3714,075 8000 3714,075 10000 3714,075 0 3714,075 1763 3714,075 6163 3714,075 10000 3714,075 0 3714,075 0 3714,075 3304 3714,075 7704 3714,075 Combinaciones entre horas de funcionamiento y tamaños de almacenaje En el punto 5 de la memoria se describe detalladamente el procedimiento seguido para seleccionar la alternativa más adecuada, que es de 4 horas funcionando a plena carga con un depósito superior de 6000 m3. Por tanto, el depósito superior tendrá un volumen de 6000 m3 y el embalse inferior un volumen de 4237 m3. 102 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA RESUMEN DE LOS CÁLCULOS Turbinación Longitud tubería (m) 2600 Cota depósito superior (m) Cota depósito inferior (m) Cota Eje de turbina (m) 1325 401 419 Volumen depósito superior (m3) Potencia turbinación(kW) Salto neto (m) 6000 5000 906 rendimiento equipo V agua en tubería (m/s) 0,85 2 Caudal equipamiento (m3/s) Área tubería forzada (m2) Diámetro tubería forzada (m) 0,66 0,33 0,649 Energía producida (kWh) En. almacenada en dep. (kWh) 20000 12591,14 Pérdidas de carga Pérdidas de carga singulares (m) 10% Pérdidas de carga según Manning n=coeficiente de rugosidad Pérdida de carga (m) Pérdidas de carga según Hazen Williams n=coeficiente de rugosidad Pérdida de carga (m) Altura total para bomba 260 0,011 20,21214 130 17,5754 1202,894 103 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE LA PALMA Bomba Rendimiento de bomba Potencia bombeo kW 0,8 3676,435 Horas requeridas al 100% 4,00 Horas de funcionamiento con depósito superior 100% 2,52 Volumen de agua a bombear desde el inferior (m3) Volumen depósito inferior (m3) Caudal bombeado (m3/s) Diámetro de tubería de bombeo (m) 3530,515 4236,618 0,39 0,50 104