APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE GRAN

APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO
EN LA ISLA DE GRAN CANARIA
Máster en Energías Renovables y
Mercado Energético
2010/2011
PROFESOR/A
Mª Carmen López Ocón
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Máster en Energías Renovables y Mercado Energético
Índice
1. Introducción…………………………………………………………………………………. 3
1.1.
Situación actual en la isla de Gran Canaria……………………… 3
1.1.1. Problemática de los sistemas insulares…………………. 3
1.1.2. Sistema eléctrico……………………………………………………… 3
1.1.3. Demanda eléctrica…………………………………………………… 4
2. Objeto del proyecto…………………………………………………………………… 4
3. Características de una central hidroeólica…………………………… 4
4. Estudio eólico……………………………………………………………………………… 5
4.1.
Datos de partida………………………………………………………………… 5
4.2.
Estudio de alternativas……………………………………………………… 6
4.3.
Conclusiones……………………………………………………………………… 9
5. Introducción a una central hidráulica reversible………………. 9
5.1.
Ventajas e inconvenientes………………………………………………… 10
6. Características de las presas……………………………………………………. 10
7.
Descripción del proyecto…………………………………………………………. 11
7.1.
Estudio de optimización de la central……………………………… 12
7.2.
Equipos……………………………………………………………………………… 14
7.3.
Aspectos medioambientales……………………………………………… 16
7.4.
Producción y consumo………………………………………………………. 16
8.
Presupuesto………………………………………………………………………………… 18
9.
Análisis financiero……………………………………………………………………… 18
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1. Introducción
El aumento de la demanda eléctrica en la isla de Gran Canaria exige la introducción en el sistema
actual de una nueva generación eléctrica, que debe cubrir dicha demanda. Como solución, se podría
recurrir a centrales térmicas convencionales, pero éstas provocan problemas de emisiones y de
aceptación social debido al impacto que producen en su entorno. Por ello, se plantea otra
posibilidad muy interesante, la introducción de energías renovables mediante una central
hidroeólica que aproveche al máximo el recurso eólico e hidráulico de la isla.
1.1. Situación actual del sistema de Gran Canaria
1.1.1. Problemática de los sistemas insulares
A causa del aislamiento geográfico de la isla de Gran Canaria existe una dependencia muy
importante en cuanto a la generación de electricidad proveniente de combustibles fósiles con los
correspondientes costes asociados. Se debe a la necesidad de disponer de mayores márgenes de
reserva y regulación, que puedan soportar el posible fallo de un grupo de generación o una variación
brusca en la demanda.
Además, las permanentes variaciones de carga a las que están sometidos los grupos de regulación
disminuyen el rendimiento de los mismos y éstos sufren un elevado desgaste, incrementando los
costes de mantenimiento.
Junto con el problema de suministro de combustible, se encuentran otros tales como los
relacionados con las infraestructuras eléctricas y la debilidad de la red, además de la imposibilidad
de conexión a una red continental.
La flexibilidad de la red podría verse considerablemente incrementada si pudieran instalarse
turbinas hidroeléctricas de suficiente potencia. La existencia en Gran Canarias de desniveles
importantes, numerosos embalses y galerías, permite considerar la posibilidad de instalar turbinas
hidroeléctricas, cuya velocidad de respuesta a los requerimientos del sistema es muy superior a los
de los grupos térmicos convencionales con lo que podrían contribuir a dar mayor estabilidad a las
redes eléctricas.
1.1.2. Sistema eléctrico
El sistema eléctrico de la isla de Gran Canaria está configurado en torno a dos centros de
generación, la central de Jinámar con una potencia de 461,10 MVA y la central de Barranco de
Tijarana con una potencia de 415,60 MVA, compuestas por grupos de generación de gas, vapor y
diesel. Además, hay instalados en torno a 100 MW de energía eólica de gran antigüedad en la zona
sureste de la isla.
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1.1.3. Demanda eléctrica
En la actualidad, la demanda del sistema se encuentra en un valor punta próximo a 600 MW, y un
valor valle próximo a los 280 MW, mientras que la potencia total instalada supera los 950 MW, y por
lo tanto el margen de reserva se sitúa en el 50% frente a valores típicos de sistemas interconectados
del 5-10%. También, se prevé que el crecimiento de la demanda en los próximos años sea de en
torno al 4% anual.
2. Objeto del proyecto
El objeto del presente proyecto consiste en analizar el sistema eléctrico actual en la isla de Gran
Canaria, determinar tanto las ventajas como los inconvenientes de la implantación de la central
hidroeólica reversible Chira-Soria en el sistema eléctrico de la isla, realizar una descripción del
proyecto en cuanto a producción y equipamiento, así como el correspondiente estudio económico
financiero.
Gráfico 1. Localización del proyecto
Fuente: Grafcan
3. Características de una central hidroeólica
Una central hidroeólica integra un parque eólico y una central hidráulica reversible. El parque
eólico es capaz de suministrar energía eléctrica directamente a la red y, simultáneamente,
alimentar a un grupo de bombeo que impulsa el agua hasta el depósito superior (presa de Chira),
estableciendo un sistema de almacenamiento energético. La central hidroeléctrica aprovecha la
energía potencial almacenada, garantizando el suministro eléctrico y la estabilidad de la red.
Con la central hidroeólica se consigue transformar una fuente de energía intermitente en un
suministro controlado y constante de electricidad, con lo que las centrales térmicas operan
apoyando a modo de reserva sólo en períodos de ausencia de viento, minimizando el consumo de
combustibles fósiles.
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4. Estudio Eólico
Se ha realizado un estudio de viabilidad de los posibles emplazamientos del parque eólico,
atendiendo a los criterios de velocidad media del viento, dirección del mismo, densidad de
potencial eólico, restricciones ambientales, acceso al emplazamiento y pendientes del terreno
para la ubicación de los aerogeneradores.
Se han estudiado los posibles emplazamientos en un radio de 10 km alrededor de la central de
bombeo, ya que es necesario conectar ambos sistemas directamente, la ubicación en un punto
más alejado supondría un coste de la línea eléctrica de conexión inadmisible para el proyecto.
4.1.
Datos de partida.
Para estudiar el recurso eólico disponible lo correcto sería disponer datos de viento cada 10
minutos durante al menos un año, pero esto implicaría la instalación de una torre de medida.
Ante la indisponibilidad de datos de viento reales medidos en la zona, se ha usado como fuentes
de información el Atlas Eólico de España del IDAE y además, se han recopilado datos de una serie
de medidas de la estación meteorológica del aeropuerto de Gando perteneciente a la Agencia
Estatal de Meteorología. Se trata de una recopilación de medias diarias de la velocidad y dirección
del viento durante los últimos 50 años.
Sin embargo, después de observar los datos de viento y compararlos con la zona de estudio en el
Atlas Eólico se debe rechazar el uso de éstos, ya que no se puede hacer una correlación entre la
zona medida y la zona de estudio, principalmente por la elevada distancia a la que se encuentran
(28 km).
Gráfico 2. Velocidad media anual del viento a 80 m
Fuente: Atlas Eólico de España/Elaboración propia
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4.2.
Estudio de alternativas
En un primer estudio de alternativas, se han estudiado las zonas con mayor recurso disponible y se
han analizado las restricciones existentes.
Gráfico 3. Esquema de alternativas
Fuente: Atlas Eólico de España/Elaboración propia
Estas zonas se sitúan en emplazamientos escarpados de gran altitud y difícil acceso. Además, debido
al elevado grado de protección ambiental de la isla, la mayor parte de la zona estudiada se
encuentra protegida.
Ante las anteriores consideraciones, se determina que en estas zonas no se podrá en ningún caso
llegar a instalarse un parque eólico.

La alternativa nº1 se sitúa en una zona de especial protección de aves donde vive y cría una
especie endémica de la isla en peligro de extinción llamada Pinzón Azul de Gran Canaria. La
instalación de un parque eólico podría afectar al hábitat de esta especie y poner en grave
peligro su medio natural de reproducción, llevando a la especie a la desaparición.

La alternativa nº2 se sitúa por completo dentro del Parque Natural de Pilancones,
altamente protegido debido a su elevado valor geomorfológico y la gran variedad de flora
endémica de la isla, entre la que se encuentra el conocido drago canario y también dentro
de la reserva de Paisaje Protegido de Fataga. Además, la escarpada orografía del terreno
imposibilita por completo el acceso a la zona de instalación de los aerogeneradores.

En la alternativa nº3 debido a su orografía de riscos y barrancos hacen inviable la
instalación del parque eólico a pesar del buen recurso eólico y el limitado impacto
ambiental al no tener excesivas restricciones.

La alternativa nº4 debe descartarse por varios motivos, entre ellos el hecho de estar
parcialmente situada en una zona de Paisaje Protegido que limita enormemente la posible
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instalación de aerogeneradores, que por su gran altura se verían prácticamente desde
cualquier punto de la reserva. Además, la zona no goza de un fácil acceso al tratarse de una
meseta rodeada de riscos de piedras y barrancos de más de 100 metros de desnivel. Por
último, se debe mencionar que también se encuentra parcialmente en una zona de especial
protección de aves en la que vive una especie endémica de la isla llamada Mosquitero
Canario, que goza de un régimen de protección especial.

Finalmente la última alternativa, la nº5, desde el punto de vista del recurso eólico es
excelente, además de contar con buenos accesos por carretera asfaltada, debe ser
descartada por motivos excepcionales al encontrarse en las inmediaciones una estación de
radar primario que presta servicio a la unidad Canarias ACC de la cual depende el FIR
Canarias, que podría ver afectada su señal a causa de la instalación de aerogeneradores de
gran altura en sus proximidades.
Por lo tanto, visto que las zonas de mayor recurso no pueden ser aprovechadas, se estudia alguna en
las proximidades de la central donde pudiera instalarse el parque eólico, siendo únicamente en dos
zonas en las que sería factible la instalación del parque.

Zona 1, al sur de la central de bombeo, que se descarta directamente dado que tiene un
recurso eólico muy bajo.

Zona 2, al este, en un valle con colinas próximo a la localidad de San Bartolomé de Tirajana.
Gráfico 4. Zonas libres de restricciones
Fuente: Atlas Eólico de España/Elaboración propia
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A continuación se muestra una tabla con el recurso eólico característico de la zona nº 2
descompuesto por direcciones y frecuencias.
Tabla 1. Velocidad media anual del viento a 80 m por direcciones.
Fuente: Atlas Eólico de España
A la vista del recurso eólico disponible en la zona, no se puede decir si sería viable la instalación de
un parque eólico, por lo tanto, para despejar las dudas se va a realizar una simulación de la
producción que se conseguiría si se instalaran aerogeneradores en los puntos más favorables de la
zona de estudio.
Para ello, se utiliza el simulador de producción que incorpora el Atlas Eólico de España y que servirá
para tener una orientación de las horas equivalentes. Para realizar esta simulación hay que
introducir los valores de la curva de potencia del aerogenerador seleccionado, en nuestro caso, se
simulará con el modelo Enercon E70 de 2300 kW de potencia nominal, 71 metros de diámetro de
rotor y una altura variable entre 57 y 113 metros.
A continuación se muestra una tabla resumen de los resultados obtenidos de las simulaciones.
Tabla 2. Resultados de las simulaciones.
Simulación
Coordenadas UTM
Producción (MWh)
Horas equivalentes
Nº 1
447.650/3.086.550
3.892
1.685
Nº 2
443.950/3.090.050
3.787
1.640
Nº 3
445.950/3.089.050
3.957
1.712
Fuente: Elaboración propia
Como reflejan los resultados, las horas equivalentes de producción conseguidas se sitúan en torno a
las 1.700 horas, cifra que resulta baja para justificar la instalación de un parque eólico, más cuando
estos son los resultados obtenidos en los enclaves óptimos seleccionados y el resto de los
aerogeneradores estarían situados en emplazamientos de menor recurso.
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4.3.
Conclusiones
Para justificar la construcción del parque eólico deberían conseguirse al menos 2.100 horas, el
mínimo para rentabilizar las inversiones.
Por lo tanto, con el recurso eólico disponible en la zona no se puede construir un parque eólico que
sea viable para el objeto del proyecto.
Se decide pues cambiar el objeto del proyecto y proceder al diseño de una central hidráulica
reversible aprovechando el excelente emplazamiento para tal fin disponible en las presas de
Chira y Soria.
5. Introducción a una central hidráulica reversible
La inclusión de centrales hidráulicas mejora la regulación del sistema por su gran capacidad de
respuesta, la cual permite una mejor regulación primaria, secundaria y terciaria, además de tener
capacidad de responder en tiempos cortos a los problemas causados por el deslastre de cargas. De
esta forma, se consigue por un lado la mejora en los tiempos de respuesta de la regulación, y por
otro, una mejora en la calidad de servicio a los usuarios.
Por otra parte, que la central sea de bombeo, ofrece además la ventaja de permitir aplanar la
curva de demanda haciendo desaparecer los puntos de valle, aprovechando esta cualidad para
bombear agua desde el vaso inferior al superior en momentos de poca demanda y permitiendo
generar en hora punta, con lo que se elimina la generación necesaria para dar esas puntas con
máquinas trabajando en condiciones poco adecuadas o de alto coste.
En un caso teórico, suponiendo el trabajo de una serie de grupos que trabajan en base, las puntas
de demanda las podría suministrar la central hidroeléctrica, suponiendo esto, estaría siempre
funcionando con un rendimiento óptimo, mejorando las condiciones de trabajo y alargando la vida
de las instalaciones de generación, puesto que no estarían sometidos a la variabilidad actual del
sistema.
Gráfico 5. Funcionamiento teórico de un grupo de bombeo
Fuente Consejo Insular de Aguas de Gran Canaria
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5.1. Ventajas e inconvenientes
La central reversible Chira-Soria aportara las siguientes ventajas al sistema:

Mejora de la regulación primaria, ya que son grupos con gran capacidad de respuesta.

Permite aplanar la curva de demanda eliminando la generación de “alto coste” necesaria
para suministrar las puntas de demanda.

En caso de emergencia, la respuesta de un grupo hidráulico es mejor que la de un grupo
térmico
por su rapidez, capacidad y coste, con lo que se mejora la estabilidad del
sistema.

Compensa la calidad de energía que producen los grupos eólicos, por su capacidad de
regulación, su posibilidad de generar energía activa y reactiva, soportar los huecos de
tensión y además ser controlables.

Disminuye los costes del sistema eléctrico insular al reducir las importaciones de
combustibles fósiles.

Reduce de emisiones de CO2 en producción térmica y desplaza la construcción de un grupo
térmico con potencia equivalente.

Aumento de la regulación de las aportaciones globales en el barranco.

El impacto ambiental de las obras será mínimo ya que los embalses están construidos.
Además, la central y las conducciones son subterráneas, por lo que no hay impacto visual.
Como desventaja del sistema cabe destacar el consumo energético del almacenamiento de agua,
ya que la elevación del agua requiere más energía que la que se produce con su turbinado.
6. Características de las presas
El Cabildo de Gran Canaria cuenta con un importante patrimonio de presas gestionadas por el
Consejo Insular de Aguas de Gran Canaria, las presas involucrados en este estudio son Chira y
Soria, situados al sur de la isla. En esa zona la permeabilidad es baja o muy baja con lo que se
aprovecha una gran parte de la escorrentía superficial.
Los embalses se destinan exclusivamente a la regulación para riego, siendo sus capacidades de 5,8
y 32,3 hm3 respectivamente. La demanda promedio atendida es de 0,26 hm3/año desde Chira y
1,16 hm3/año desde Soria.
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Tabla 3. Características de los embalses
Embalse de
Altitud (m.s.n.m.)
Situación
Cuenca
Coordenadas
Tipo de presa
Altura sobre cauce (m)
Cota coronación (m)
Superficie cuenca (km2)
Volumen de embalse (hm3)
Aliviadero
Capacidad desagüe aliviadero (m3/s)
Acceso Carretera
Chira
Soria
871
Municipio de San
Bartolomé de Tirajana
Barranco de Chira
490
Municipio de de Mogán y
San Bartolomé de Tirajana
Barranco de Soria
Latitud:27º54’20”N;
Longitud:15º38’29”O
Gravedad
32
907
10,93
5,85
Labio fijo, 2 vanos de 6 m
80,80
GC-604
Latitud:27º54’20”N;
Longitud:15º40’1”O
Bóveda
130
610
32,30
32,30
Labio fijo de 23 m
120
GC-505
Fuente Consejo Insular de Gran Canaria
Los datos históricos facilitados por el Cabildo han permitido determinar la curva característica de
cada embalse, donde se representan los parámetros fundamentales de altura-volumen para
determinar el régimen de explotación de la central.
Gráfico 6. Curva característica de Chira
Gráfico 7. Curva característica de Soria
9,256
11,166
6,758
5,568
4,709
3,89
4,709
3,624
3,282
2,004
1,711
1,225
1,057
0,826
0,591
0,436
0,207
0,159
0,068
0,029
Altura m
Altura/Volumen
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Volumen hm3
Fuente: Elaboración propia
7. Descripción del Proyecto
El proyecto expone la instalación de una central reversible con una única tubería para turbinar y
bombear. Analisando las características de la central, se han realizado en primer lugar un estudio
de optimización del salto, volúmen y caudal útil, a partir de los datos históricos de los embalses y
la información presentada por el Cabildo sobre las carasterísticas y estado de las presas.
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A continuación, se ha estudiado la producción y el consumo, teniendo en cuenta que se instalarán
grupos reversibles de manera que cuando se turbine actúe de generador y cuando se bombee
trabaje como motor. Por esta razón se dispondrán turbinas tipo Francis que pueden variar de
turbina a bomba cambiando el sentido de rotación. Esta elección se basa en la reducción de
costes y simplicidad de funcionamiento.
7.1. Estudio de optimización de la central
7.1.1. Estudio hidrológico
En este apartado se estudia el régimen de aportaciones del embalse de Chira con el fin de
comprobar si dichas aportaciones permiten cubrir la demanda de regadío.
Gráfico 8: Aportaciones de Chira
Gráfico 9: Variación del volumen
Fuente: Elaboración propia
Los resultados permiten asegurar que las aportaciones superan al uso consuntivo, por lo que no
existirá déficit en dicho embalse para cubrir la demanda. Por tanto la implantación de la central
hidraúlica reversible no alterará la actividad objeto del embalse.
7.1.2. Estudio del volumen de agua utilizable
Los informes del estado de las presas exponen que existe un aterramiento de la presa de Chira, el
cual reduce su volumen de embalse en 1,83 hm3. Por otro lado, es necesario asegurar un volumen
de agua para regadío de 0,26 hm3, y suponiendo unas pérdidas de evaporación del 30%, realmente,
el volumen utilizable del embalse para la central hidroeléctrica será 2,6 hm3.
Utilizando la curva característica altura-volumen del embalse, determinada a partir de los datos
suministrados por el Cabildo de Gran Canaria, se determina la altura del nivel de agua turbinable
máxima y mínima, siendo respectivamente 31 m y 21,75 m.
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Gráfico 10. Esquema volumen del embalse
Fuente: Elaboración propia
7.1.3. Estudio del salto neto
Al utilizar una turbina Francis, el salto útil se define desde la lámina libre de Chira hasta la lámina
libre de Soria. El embalse de Soria, según la información aportada, tiene su capacidad de embalse
ocupada al 38%. Por tanto, la cota del agua del embalse de Soria se ha tomado de 30 m. Suponiendo
pérdidas del 7%, el salto neto máximo será 355 m y el salto neto mínimo 347 m.
Según la presente información, se plantea el siguiente esquema:
Gráfico 11. Esquema salto de la central
Fuente: Elaboración propia
7.1.4. Horas de funcionamiento
El tiempo de turbinado y bombeo de la central vendrá definido por la curva de consumo eléctrico de
la isla, la cual tiene unos consumos máximos a las horas centrales del día (de 8:00 a 15:00) y por la
tarde (de 18:00 a 23:00).
Tras un estudio de optimización de las horas de funcionamiento de ambos sistemas, se ha obtenido
un tiempo óptimo de turbinado de 10 horas y un tiempo de bombeo de 14 horas, de manera que
la central operará de forma continua durante el ciclo diario, con un caudal de turbinado de 60
m3/s y turbinando o bombeando, cuando sea necesario, un volumen constante de 2,16 hm3.
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7.1.5. Simulación con los datos históricos
Partiendo de los datos históricos, se ha realizado una simulación de la operación de la central,
calculando el salto y la potencia eléctrica que se obtendrían si se introdujese el volumen turbinable
en el embalse de Chira . Los resultados de la simulación han sido:
-
Salto neto medio: 361 m
- Caudal turbinable: 60 m3/s
-
Volúmen útil medio: 2,6 hm3
- Potencia eléctrica media: 181 MW
Los resultados de la simulación demuestran que el estudio de optimización de las características
básicas de la central es correcto.
7.2. Componentes de la central
7.2.1. Edificio de la central
El emplazamiento del edificio de la central será subterráneo en cavernay su emplazamiento se ha
elegido analizando el terreno, el perfil topográfico y la accesibilidad.
Gráfico 12. Emplazamiento de la caverna
Fuente: Elaboración propia
7.2.2. Conducciones
Las conducciones irán por completo subterráneas en galería en presión a lo largo de todo su
recorrido.
La central hidroeléctrica tiene las siguientes conducciones:
-
Galería de Presión
-
Galería de alta presión
-
Tubería forzada
-
Chimenea de equilibrio
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Tabla 4. Características de las conducciones
Galería de alta presión y
Tubería forzada
Galería de presión
Velocidad
4 m/s
Velocidad
4 m/s
Caudal
60 m3/s
Caudal
60 m3/s
Diámetro
4.400 mm
Diámetro
4.400 mm
Presión estática
34,47 bar
Presión estática 2,84 bar
Espesor
63 mm
Espesor
12 mm
Fuente: Elaboración propia
Al ser una central con gran salto puede resultar económico utilizar, en función de la carga
hidráulica, conducciones del mismo diámetro interno y diferentes espesores.
7.2.3. Chimenea de equilibrio
Cuando el operador o el sistema de control automático cierran rápidamente la válvula de entrada a
la turbina (compuertas vagón con accionamiento hidráulico) se produce un cambio brusco de
régimen en la tubería que afecta a una gran masa de agua y genera una onda de presión
importante, conocida como golpe de ariete, que aún siendo transitoria, da lugar a sobrepresiones
tan altas que revienten la tubería, así pues, para evitarlo se instala una chimenea. Para
determinarla se necesita conocer la velocidad de la onda (1.105 m/s) y la presión de golpe de ariete
es de 451 m.c.a.
Se ha determinado la posición y longuitud de la chimenea, resultando de 86,7 m y diámetro de 4400
mm.
Gráfico 13. Perfil topográfico de la central
Fuente: Elaboración propia
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7.2.4. Equipamiento electromecánico
El principal equipamiento de la central consiste en tres grupos reversibles compuestos por:
-
Turbina Francis
-
Generador síncrono reversible
Se ha optado por la instalación de tres grupos ya que, se considera el tamaño óptimo para
incrementar la flexibilidad de la red y minimizar las afecciones en caso de indisponibilidad de un
grupo.
La potencia eléctrica suministrada por cada grupo es de 60 MW a una tensión de 15 kV, por lo que
en total la central dispone de una capacidad de generación de 180 MW.
La totalidad del equipamiento electromecánico se encuentra dentro de la caverna a excepción de
los transformadores de salida de grupo que se sitúan en superficie, con conexión mediante cables a
través de un pozo. Estos transformadores se elegirán en función de las características del
generador, una orientación sería 80 MVA, relación de tensión 15/66 kV.
Se ha decidido por la instalación de turbinas tipo Francis ya que con estos se aprovecha al máximo
el salto disponible y tienen una gran flexibilidad de operación.
7.3. Aspectos medioambientales
El impacto ambiental de las obras será mínimo ya que los embalses están construidos y
únicamente hay que realizar en ellos tareas de acondicionamiento.
La central y las conducciones son completamente subterráneas, por lo que no afectan ni a la flora
ni a la fauna de la zona. Además el impacto visual es nulo a excepción del tramo final de
chimenea de equilibrio que es exterior pero no afecta a ninguna zona protegida.
7.4. Producción y consumo
7.4.1. Potencia mecánica y eléctrica de turbinado
La potencia mecánica en el eje de la turbina se obtiene aplicando el rendimiento de la turbina a la
potencia hidráulica, en este caso se ha adoptado un valor de ŋt= 0,9. La potencia con que la turbina
inyecta energía en la red depende, a su vez, del rendimiento del generador, del orden de ŋg=0,95.
Por lo tanto, la potencia eléctrica de los turbogrupos será:
Pe = ŋt . ŋg . Ph
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Los resultados obtenidos son:
Tabla 5. Producción de la central
Resultados
Datos de la central
Caudal turbinable
Horas turbinado
Salto neto
60m3/s
Potencia eléctrica estimada
180 MW
10 h
Producción anual estimada
652 GWh
355 m
Fuente: Elaboración propia
7.4.2. Potencia mecánica y eléctrica del bombeo
En el caso de los grupos de bombeo, hay que transformar la energía eléctrica en trabajo para elevar
un volumen de agua, en el cual tienen lugar pérdidas energéticas, inicialmente en el motor y
posteriormente en la bomba. En general, podemos suponer un rendimiento eléctrico del motor de
ŋm=0,95 y un rendimiento mecánico de las bombas, de alta presión, de ŋb=0,84.
La ecuación que relaciona en este caso la potencia hidráulica y la eléctrica toma la siguiente forma:
Pe = 1/ŋm . 1/ŋb . Ph
Teniendo en cuenta que utilizamos el mismo generador-motor, para turbinar que para bombear, y
que los rendimientos para bombear son menores que para turbinar, la potencia útil de la bomba
será de 169 MW. Con esta potencia, el caudal bombeable será 43 m3/s.
Tabla 6. Consumo de la central
Datos de la central
Resultados
Caudal bombeo
43 m3/s
Horas bombeo
14 h
Carga a soportar por la bomba
Potencia eléctrica consumida
Consumo anual estimado
200MW
957 GWh
385 m
Fuente: Elaboración propia
EOI Escuela de Organización Industrial
http://www.eoi.es
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APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE GRAN CANARIA
Máster en Energías Renovables y Mercado Energético
8. Presupuesto
Capítulo 1 Acondicionamiento de presas
Chira
Soria
Total capítulo 1
30.000 €
300.000 €
330.000 €
Capítulo 2 Obra civil
Galerías
Caverna
Revestimiento tuberías
12.770.600 €
3.400.000 €
8.400.000 €
Accesos
Chimenea de equilibrio
Resto obra civil
Total capítulo 2
6.900.000 €
1.685.000 €
13.900.000 €
47.055.600 €
Capítulo 3 Equipamiento electromecánico
3 grupos (turbina Francis + generador
reversible)
Transformadores
Línea eléctrica
Grupos de bombeo
Varios
Otras inversiones
Total capítulo 3
42.000.000 €
8.400.000 €
7.600.000 €
2.100.000 €
5.000.000 €
7.100.000 €
72.200.000 €
Total presupuesto de ejecución material
119.585.600 €
9. Análisis financiero
Los datos de partida de las variables fundamentales del proyecto utilizadas para analizar la
rentabilidad y viabilidad del proyecto son las siguientes:

Presupuesto de inversion: 119.585.600 €

Plazo de ejecución: 4 años

Vida útil: 25 años

Coste de explotación: 0,811 cent €/kWh

Coste de bombeo: 3,616 cent €/kWh

Precio de venta: 8,35 cent €/kWh

IPC: 3 %
Los resultados obtenidos son los siguientes:

Plazo de recuperación de la inversión: 11 años

Tasa interna de retorno: 7,87 %
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