Repositorio Institucional de Documentos

PROYECTO FINAL DE CARRERA: ESTUDIO COMPARATIVO DE TIPOS DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS AUTOR: Angel Viñuales Fanlo DIRECTORES: Antonio Montañés Espinosa Angel Santillán Lázaro ESPECIALIDAD: Electricidad CONVOCATORIA: Septiembre de 2011 ÍNDICE Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza ÍNDICE CAPÍTULO 1º: FUNDAMENTOS DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS....... 1 1.1- IMPORTANCIA DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES....................................... 1 1.2- INTRODUCCIÓN A LA ENERGÍA HIDRAÚLICA.............................................. 3 1.3-TIPOS DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS................................................ 4 1.4-PARTES QUE COMPONEN UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA................... 9 1.4.1-OBRA CIVIL............................................................................................... 9 1.4.2-EQUIPO MECÁNICO Y ELÉCTRICO...................................................... 22 1.5- MINICENTRALES HIDROELÉCTRICAS....................................................... 31 CAPÍTULO 2º: INFLUENCIAS EN EL ENTORNO.................................................. 33 2.1-APORTACIÓN DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS AL SISTEMA DE PRODUCCIÓN. .................................................................................................... 33 2.2-IMPACTO AMBIENTAL Y SOCIAL................................................................. 36 CAPÍTULO 3º: ELEMENTOS CONSTRUCTIVOS................................................... 39 3.1-INTRODUCCIÓN............................................................................................ 39 3.2-DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS FUNDAMENTALES.................. 40 3.3-ASPECTOS TÉCNICOS Y CONSTRUCTIVOS.............................................. 44 3.4-CUADRO RESUMEN...................................................................................... 53 CAPÍTULO 4º: ESTUDIO ESTADÍSTICO................................................................ 55 4.1-JUSTIFICACIÓN Y FUENTES CONSULTADAS. ........................................... 55 4.2-CRITERIOS DE SELECCIÓN Y CLASIFICACIÓN.......................................... 56 4.3-LISTADO DE CENTRALES SOMETIDAS A ESTUDIO................................... 57 4.4-ANÁLISIS DE PARÁMETROS........................................................................ 69 CAPÍTULO 5º: ASPECTOS ECONÓMICOS........................................................... 89 5.1-INTRODUCCIÓN............................................................................................ 89 5.2-CASOS TIPO PER.......................................................................................... 92 5.3-CASO REAL: PROYECTO DE MINICENTRAL HIDRÁULICA ........................ 96 CAPÍTULO 6º: CONCLUSIONES Y PERSPECTIVAS FUTURAS.......................... 99 6.1-CONCLUSIONES DERIVADAS DEL ESTUDIO............................................. 99 6.2-SITUACIÓN ACTUAL. .................................................................................. 100 6.3-PERSPECTIVAS FUTURAS......................................................................... 101 CAPÍTULO 7º: SITUACIÓN DE LA ENERGÍA HIDROELÉCTRICA EN ARAGÓN. ............................................................................................................................... 109 7.1-BREVE HISTORIA DE LA HIDROELECTRICIDAD EN ARAGÓN................. 109 7.2-CRONOLOGÍA. ............................................................................................ 115 BIBLIOGRAFÍA...................................................................................................... 119 ANEXOS ÍNDICE Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza RESUMEN Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza RESUMEN En la situación actual, con una preocupación cada vez mayor por el medio ambiente y la certeza del agotamiento de los combustibles fósiles a medio plazo, el desarrollo de las llamadas energías limpias vive una época de pleno auge tecnológico, pero en el caso de la energía hidroeléctrica, lo cierto es que ese desarrollo ya se ha venido dando durante mucho tiempo atrás. Así como otro tipo de tecnologías (léase solar o eólica) se han visto marginadas hasta épocas no muy lejanas, en el caso que nos ocupa han existido instalaciones productoras desde hace más de un siglo, lo que ha posibilitado un gran progreso y una amplia variedad estructural de las mismas. A lo largo de este estudio se establecerá una clasificación de los tipos de centrales hidroeléctricas atendiendo a sus distintas características estructurales y de funcionamiento, para a continuación exponer los comportamientos y resultados de cada uno de los tipos conforme a la clasificación establecida. Para ello se recurrirá tanto a aspectos teóricos como a datos reales de centrales que se encuentran en funcionamiento. Con los resultados obtenidos, podremos hacernos una idea de cómo ha ido evolucionando esta tecnología y de lo que se puede esperar de ella en el futuro. RESUMEN Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza FUNDAMENTOS DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 1 CAPÍTULO 1º: FUNDAMENTOS DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS. 1.1- IMPORTANCIA DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES. A parte de las energías hidráulica y eólica, que han sido ampliamente utilizadas desde tiempos inmemoriales para su aprovechamiento en forma de energía mecánica (molinos), en los últimos tiempos se ha experimentado un interés creciente por nuevas formas de energía más respetuosas con el medio ambiente y no dependientes de los combustibles fósiles, que además de contaminantes son limitados. Otra ventaja a tener en cuenta es su carácter autóctono, lo que elimina la dependencia externa de algunos territorios escasos en ese tipo de combustibles. Puede afirmarse que el primer arranque importante en el estudio y desarrollo de este tipo de energías se produjo a finales de los años setenta y principios de los ochenta del pasado siglo (tras la crisis del petróleo de 1973), cuando se comenzaron a implantar plantas experimentales destinadas a la investigación de energías tales como la eólica, biomasa o solar. No obstante, ha sido en los últimos años cuando, gracias al impulso de los gobiernos e instituciones, se ha apreciado un mayor avance. La Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático del 9 de mayo de 1992 en Nueva York trajo como consecuencia la firma del conocido Protocolo de Kioto, que ha motivado la redacción de varias legislaciones para diversas regiones y países. Así, en la Comunidad Europea se han llevado a cabo iniciativas como el VI Programa de Acción en Materia de Medio Ambiente de 2001: “Medio Ambiente 2010: el futuro en nuestras manos.” o la publicación de los llamados Libro Verde y Libro Blanco, que ponen las bases para el fomento de energías respetuosas con el medio ambiente y al mismo tiempo competitivas. Centrándonos en nuestro país, en 1999 se redactó el Plan de Fomento de las Energías Renovables (PLAFER) con el objetivo principal de cumplir con los límites de emisiones contaminantes firmados en el citado Protocolo de Kioto para el horizonte del año 2010. La nueva Normativa Técnica de Edificación (NTE) ayudará a introducir en el ámbito doméstico y comercial los parámetros que conduzcan a un mejor aprovechamiento de energías como la solar. También tienen especial interés FUNDAMENTOS DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 2 en este impulso organizaciones gubernamentales tales como el Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT) y el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE); o no gubernamentales como es la Asociación de Pequeños Productores y Autogeneradores de Electricidad con Fuentes de Energía Renovables (APPA). Por último, cabe destacar la labor desarrollada en Aragón por el Centro de Investigación del Rendimiento de Centrales Electricas (CIRCE). Para medir el impacto ambiental que produce una determinada fuente de energía se utiliza generalmente una unidad inventada por el Departamento de Medio Ambiente del Gobierno Suizo denominada ecopunto 1 . Esta unidad tiene en cuenta todos los aspectos que configuran el aprovechamiento de cada recurso energético, desde las actuaciones previas, pasando por la construcción de la central y sus componentes, hasta las emisiones consecuencia de su explotación, incluyendo también el transporte del combustible. Los estudios realizados mediante este sistema ponen de relieve las ventajas medioambientales que ofrecen energías como la solar, eólica o hidroeléctrica frente a otras más convencionales como la termoeléctrica o la nuclear. Después de todo lo dicho, es evidente que el caballo de batalla de las nuevas energías renovables en la actualidad es conseguir una rentabilidad máxima que las haga verdaderamente competitivas principalmente frente a los combustibles fósiles. Como consecuencia de ello, cobra especial interés la optimización de los recursos disponibles en cada emplazamiento, mediante el estudio pormenorizado de cada caso en particular. Del mismo modo, los departamentos de I+D de las compañías dedicadas a la fabricación de los componentes y equipos, así como las que se ocupan de la explotación deben trabajar continuadamente para conseguir cada vez unos rendimientos más altos de las instalaciones. 1 Los ecopuntos miden el impacto ambiental por cada Terajulio de electricidad producido. FUNDAMENTOS DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 3 1.2- INTRODUCCIÓN A LA ENERGÍA HIDRAÚLICA. La energía hidráulica es, de todas las energías renovables, la más explotada y durante más tiempo desde el inicio de la era industrial. Esta fuente de energía se basa en el aprovechamiento del ciclo del agua propiciado por el sol, que consiste básicamente en la transformación de la energía solar(en forma de calor que ocasiona la evaporación del agua) en energía potencial (al producirse las precipitaciones en lugares más elevados que los de su origen). Esto pone de manifiesto el carácter claramente autóctono de este recurso, ya que solamente es aprovechable in situ y además no depende de aportaciones externas. La energía potencial y (en menor medida) cinética que posee el agua se transforma en energía mecánica en la turbina, que sale del alternador en forma de energía eléctrica para su utilización. Aunque no resulte sencillo, es posible calcular la cantidad de energía que teóricamente se podría aprovechar a nivel mundial considerando las evaporaciones y precipitaciones sobre el mar y los continentes y la altura media de estos últimos (870 metros), habiéndose estimado en 32x10 19 julios. A esta cantidad se le denomina potencial bruto o teórico. Si tenemos en cuenta que en la práctica es imposible aprovechar toda esta cantidad de energía, aparece otro nuevo concepto llamado potencial técnicamente aprovechable, que se estima en 3’5x10 19 julios. Si consideramos sólo la cantidad que se podría explotar con suficiente rentabilidad económica, hablaremos de potencial económicamente explotable. En España, aunque a principios del siglo pasado la hidroelectricidad tenía ya un cierto peso específico fue a mediados de siglo cuando existió mayor proliferación en la construcción de centrales hidroeléctricas, llevando a cabo grandes infraestructuras que permitían la explotación de los cauces mediante un sistema de embalses escalonados en gran parte de los casos. No obstante, sólo está explotada aproximadamente la mitad del potencial técnicamente aprovechable, que está estimado en 23x10 16 julios. Dado que en las zonas en que, debido a su gran caudal o desnivel, ya existen grandes centrales económicamente rentables, para exprimir el potencial restante se necesita otro tipo de centrales. Éstas son las llamadas minicentrales hidroeléctricas, que se tratarán con detenimiento más adelante. FUNDAMENTOS DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 4 1.3-TIPOS DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS. Existen dos parámetros fundamentales a la hora de considerar el emplazamiento de una central hidroeléctrica: la topografía y el caudal. Así, existe la posibilidad de emplazamientos que, aún ofreciendo una pequeña cantidad de caudal, tengan suficiente interés por poseer un desnivel importante y viceversa. Las peculiaridades de cada zona teniendo en cuenta estos dos factores hacen que las características de una central sean prácticamente únicas por obtenerse en cada caso particular una solución específica en pro de su optimización. Con todo, es posible realizar una clasificación muy general atendiendo a la manera de aprovechar la energía. Esta es una de las posibles clasificaciones: Centrales de agua fluyente o de canal en derivación. En este tipo de instalaciones se desvía parte del agua del río de su cauce normal mediante la construcción de una pequeña presa o azud que eleva el nivel de éste. Así, se puede canalizar el agua hasta la ubicación de la central, o construirla directamente sobre el cauce del río. El agua desviada se hace pasar por un canal o tubería de derivación que llega hasta la cámara de carga. De ella sale la tubería forzada, que es la que produce la transformación de energía potencial en energía de presión al llegar a la turbina de la central. Una vez turbinada, el agua se devuelve al río mediante el canal de descarga. El mayor inconveniente de este tipo de centrales es la imposibilidad de regulación, por lo que la potencia instalada depende del caudal. Por ello, a la hora de proyectar una instalación, es imprescindible conocer el régimen del río. Los emplazamientos típicos son las zonas con poca altura de salto y elevado caudal, aunque también se aprovechan zonas con buenas condiciones orográficas y poco caudal, en cuyo caso se suelen recoger aportaciones de varios cauces. Dentro de estas instalaciones existe un tipo específico que son las centrales en canal de riego, sujetas a las épocas de abastecimiento, que se producen normalmente entre 3 y 6 meses del período de verano, lo que supone unas 2000 horas de funcionamiento de media. FUNDAMENTOS DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 11 Foto 4: Azud de la Central de Almadenes. Cieza (Murcia). Fuente: Grandes presas, Iberdrola. Aliviaderos. Su objetivo es poder liberar parte del agua retenida en el caso de que sea necesario. Existen tres tipos: - De superficie: Son aberturas simétricas practicadas en la parte superior de la pared principal de la presa. También puede haber dos en los laterales (vertederos laterales). - Túneles aliviaderos: Son independientes de la presa. Se construyen en principio para desviar el agua durante la construcción de la presa y más tarde se utilizan para desalojar el agua sobrante. - De emergencia: Se sitúan en la parte central superior de las presas de bóveda para los casos de emergencia como grandes avenidas. Para amortiguar la energía que lleva el agua al caer, se practican en la pared de la presa unas canalizaciones a modo de tobogán y en el pie de presa el cuenco de amortiguación. FUNDAMENTOS DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 12 Foto 5: Aliviaderos de superficie de la Presa de Paso Nuevo. Benasque (Huesca) Fuente: propia. Desagües de fondo. Son conductos horizontales practicados a través de la presa y situados cerca de las cimentaciones. Tienen la doble misión de controlar el agua evacuada y vaciar totalmente el embalse si resulta necesario. Están protegidos mediante rejillas que impiden el paso de cuerpos sólidos susceptibles de obstaculizar el paso del agua y su apertura está controlada mediante compuertas y ataguías. Desagües de medio fondo. Son similares a los anteriores, pero practicados en el centro y los laterales a media altura. Tienen el doble cometido de elemento de seguridad y regulador del nivel del embalse. FUNDAMENTOS DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 13 Foto 6: Vista exterior de los desagües de la Presa de Lanuza (Huesca). Fuente: propia. Obras de toma. Su función consiste en captar el agua que será conducida a la central y debe estar diseñada para evitar turbulencias que podrían ocasionar pérdidas de carga. Suele estar protegida mediante rejillas con peines de limpieza automatizados para impedir el paso de cuerpos sólidos. El control de paso se realiza mediante válvulas, compuertas o ataguías que disponen de un inyector de aire para evitar los fenómenos de cavitación 2 cuando se produce el cierre total de las mismas. 2 Cavitación: Formación de burbujas de vapor en un fluido debida a cambios bruscos de velocidad al encontrarse la presión por debajo de la de vaporización. Estas burbujas tienden a ir hacia las zonas con menor presión. FUNDAMENTOS DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 14 Su diseño varía en función del tipo de central. Así, en las presas, se trata de una embocadura situada bajo el nivel del agua, aunque, en algunos casos, puede constituir una estructura independiente. En el caso de los azudes, consiste en un ensanchamiento para desviar el volumen de agua solicitado. Por último, en pequeños ríos de montaña se suele construir un canal transversal al cauce en el que el agua entra por la parte superior. Foto 7: Toma (canal de derivación) de la Central de Gallur (Zaragoza). Fuente: propia. Canales o tuberías de conducción. Su misión es conducir el agua desde la toma hasta la cámara de carga. Puede ser abierto en su parte superior o enterrado. Si el terreno reúne las características adecuadas, puede practicarse directamente en él, aunque lo más habitual es construirlo artificialmente a base de hormigón. Es importante que la velocidad del agua sea pequeña y que se produzca la menor pérdida de carga posible, por lo que se diseña con una pendiente pequeña (en torno al 0,05 por ciento) y con un área suficiente para que no se encuentre nunca totalmente llena. FUNDAMENTOS DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 15 Foto 8: Canal de conducción de la Central de Gallur (Zaragoza). Fuente: propia. Túneles y galerías. Son conductos cerrados y normalmente bajo tierra que conducen el agua en régimen forzado hasta la cámara de carga. Cuando existen estos conductos se puede prescindir de esta última y enlazar directamente con la tubería forzada que lleva el agua hasta la central. Cámara de carga. Se trata de un depósito que sirve de enlace del canal con la tubería forzada que lleva el agua a la turbina. Su misión es contener el volumen de líquido necesario para el arranque de la central desde la posición de parada. También se ocupa de proporcionar presión al agua y se debe construir de manera que se impida la entrada de aire. La cámara de carga debe estar provista de un aliviadero para poder ser vaciada en caso de parada de la central. FUNDAMENTOS DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 16 Tuberías forzadas. Son tuberías que conducen el agua a presión desde la cámara de carga hasta la turbina salvando el desnivel existente. Deben estar construidas de manera que soporten sin problemas las grandes presiones que se producen por efecto del agua. Los materiales utilizados son: hormigón armado, acero, fundición, fibrocemento, o plástico reforzado con fibra de vidrio. Pueden disponerse al aire libre con apoyos o enterradas sobre fondo de arena y con anclajes de hormigón, teniendo que disponerse en el último caso de entradas para la inspección. En el caso de saltos pequeños, la sección y espesor suelen ser constantes, mientras que en saltos grandes la sección debe ser menguante y el espesor de la tubería creciente. Como elementos de protección, en todos los casos deben poseer juntas de dilatación, así como conductos destinados a la entrada y salida de aire. Para el cierre y seguridad, la entrada a la tubería se controla mediante la válvula o compuerta de entrada, mientras que en la salida esta función la desempeña el órgano de regulación de la turbina. Foto 9: Tubería forzada de la central de Seira (Huesca). Fuente: propia FUNDAMENTOS DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 17 Chimenea de equilibrio. Cuando existe una interrupción brusca de la circulación del agua en la tubería forzada (debida al cambio de velocidad o parada de las turbinas) se producen grandes variaciones de presión en sus paredes. Este efecto se denomina golpe de ariete y puede resultar muy perjudicial para las turbinas. Para evitarlo, se construye un pozo vertical lo más cercano posible a las turbinas denominado chimenea de equilibrio. Cuando se produce una sobrepresión, el nivel de agua asciende por la chimenea, contrarrestando el efecto, mientras que al producirse una subpresión, el nivel desciende. La chimenea de equilibrio sirve también como suministro temporal en casos de aumento de carga. Escala de peces. Este es un aspecto al cual hasta hace algunos años no se le prestaba demasiada atención, pero que es fundamental desde el punto de vista ecológico. Es por ello por lo que existen muchas presas que, dependiendo de la época en la que fueron construidas, no se dotaron de este dispositivo. Las presas pueden causar un impacto importante sobre la fauna de un río, sobre todo cuando estas superan el medio metro de altura. Para garantizar la circulación de la fauna piscícola se puede escoger entre varias alternativas que adaptaremos a cada situación dependiendo de aspectos como el tipo de presa, la altura del salto o el régimen del caudal: - Escalas de depósitos sucesivos (o escala de artesas). Consiste en la descomposición en pequeños saltos mediante depósitos. Su ventaja es su buena adaptación a los cambios de caudal. - Escalas con ralentizadores. Canal de secciones rectangulares con pendiente de hasta el 20% con estructuras cuya misión es frenar la velocidad del agua. - Esclusas para peces. Su funcionamiento es similar al de las esclusas para navegación. Su construcción se debe realizar obligatoriamente al mismo tiempo que la presa, por lo que no es viable su adaptación a presas que no dispongan de escala para peces. FUNDAMENTOS DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 18 - Ascensores para peces. Se basa en una jaula o cubeta que captura los peces y los eleva hasta el nivel superior. Sus ventajas son: su bajo coste de construcción, independientemente de la altura; el reducido espacio que ocupan; y la baja sensibilidad que presentan frente a variaciones de nivel aguas arriba. Como inconveniente se cuenta con la complejidad de sus dispositivos, que conllevan unos costes de funcionamiento elevados y la necesidad de un mantenimiento periódico para evitar la posibilidad de averías. Este sistema está muy indicado para presas de altura considerable. - Ríos artificiales. Canal artificial con velocidades de caudal reducidas. A veces pueden tener una utilidad adicional como explotación lúdica y deportiva (rafting, piragüismo…). Son muy indicados en aquellos cauces en los que existe un encadenamiento de azudes para su explotación hidroeléctrica. Cámara de turbinas. Se trata de un espacio situado en el edificio de la central destinado a alojar en su interior a las turbinas. Esta puede ser abierta para saltos de hasta 15 metros en los que el agua proceda directamente del canal de derivación, o cerrada cuando proceda de una tubería forzada. La más utilizada en el último caso es la cámara en espiral, en la cual se produce un estrechamiento progresivo de la sección para evitar disminuciones en la velocidad del agua. Compuertas. Son elementos usados para abrir o cerrar el paso del agua y regular el caudal. Pueden poseer control propio o a distancia. Se dividen en dos categorías, que contienen a su vez varios tipos: Compuertas de movimiento circular o giratorias. - De segmento o Taintor: Semicilíndrica y fijada a un eje horizontal. Su apertura se realiza en sentido ascendente, de manera que deje pasar el agua por debajo. Se usa en FUNDAMENTOS DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 19 aliviaderos de superficie, túneles aliviaderos y desagües de fondo y medio fondo. - De sector: Similar a la anterior, pero en este caso el sentido de apertura es descendente, por lo que el agua vierte por encima. Se utiliza en aliviaderos de superficie y en túneles aliviaderos. - De clapeta: Es rectangular y gira sobre un eje horizontal a modo de bisagra, dejando pasar el agua por encima. Se usa en aliviaderos de superficie y como suplemento a otras compuertas. Compuertas de movimiento vertical o deslizantes. - De vagón: Rectangular y con sección más ancha en la base. Posee unos rodillos en los laterales que facilitan el desplazamiento ascendente para su apertura. Se usa en aliviaderos de superficie, túneles aliviaderos y desagües de fondo y medio fondo. - Stoney: Similar a la de vagón, pero en este caso los rodillos están fijados a las guías. Se utiliza en aliviaderos de superficie. - De oruga: Similar a la anterior, pero con una cadena continua de rodillos que corre por las guías. Soporta fuertes presiones, por lo que se utiliza en desagües de fondo y en las tomas de alimentación de las turbinas. Válvulas. Son elementos de obturación que se utilizan exclusivamente para abrir o cerrar en conductos cerrados. Disponen de un dispositivo by-pass que permite abrir en igualdad de presión a ambos lados de la válvula. Existen varios tipos: - De compuerta: De apertura vertical. Usada en desagües de fondo. - De mariposa: FUNDAMENTOS DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 20 Disco lenticular que gira sobre un eje diametral. Se sitúa en la entrada y salida de las tuberías forzadas como elemento de emergencia y seguridad. - Esférica: Esfera con un orificio de paso del mismo tamaño que la tubería y que gira mostrándolo u ocultándolo. Se coloca en tuberías forzadas. Ataguías. Son artilugios destinados a la apertura y cierre de seguridad que se colocan delante y detrás de compuertas y válvulas para permitir su mantenimiento e inspección. Están constituidas por una plancha de acero reforzada con perfiles metálicos que se sirve de un puente-grúa para su desplazamiento vertical. Están provistas además de una válvula de llenado que tiene como misión llenar de agua la zona situada entre la ataguía y la compuerta o válvula para permitir la apertura una vez finalizadas las labores de revisión. Se colocan en las tomas de agua de los desagües de fondo y medio fondo y a la salida de las turbinas. Edificio de la central. Es el recinto donde se alojan las máquinas tales como turbinas, alternadores y los elementos asociados a todos ellos. Generalmente se distinguen tres secciones dentro del edificio: zona de máquinas, zona de servicios y zona de mantenimiento. Atendiendo a su situación con respecto a la presa se pueden distinguir los siguientes tipos: - Centrales que forman parte de la presa: disponen de una estructura formada por una entrada de hormigón armado, conductos de agua y compuertas. - Centrales con estructura independiente de la presa: - Centrales a pie de presa: se comunican con la presa mediante un conducto de agua corto hasta las turbinas. - Centrales aguas abajo de la presa: se construyen cuando la orografía del terreno posibilita aumentar el salto y se comunican mediante conductos largos. FUNDAMENTOS DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 27 Los generadores síncronos son los más utilizados debido a que su velocidad es constante, lo que facilita la regulación de la frecuencia y la tensión. Sus inconvenientes son fundamentalmente económicos, ya que son caros y con altos costes de mantenimiento. Poseen un elevado rendimiento. Necesitan de la utilización de fluido refrigerante, siendo los más utilizados el aire o el agua en los de pequeño tamaño y el hidrógeno líquido en los de gran tamaño. Los generadores asíncronos ofrecen una mayor facilidad de conexión a la red y además son simples, robustos y de bajo mantenimiento. Como contrapartida, necesitan una fuente externa para su excitación. Este tipo de generadores se encuentra en desuso y su aplicación queda limitada a centrales de pequeña potencia. Equipo de potencia. En este apartado entran todos los elementos necesarios para enlazar el centro de producción con la red de transporte. Los más importantes son los siguientes: - Transformador: Eleva el nivel de tensión hasta el de la red de transporte. - Interruptores: Permiten las maniobras de apertura y cierre de circuitos en carga. - Seccionadores: Realizan funciones de maniobra y cierre visibles de circuitos en vacío. - Baterías de condensadores: Se utilizan para compensar el factor de potencia. - Línea eléctrica: Es la que une la central con la línea de transporte. Elementos de control. Regulador de velocidad de la turbina. Es el encargado de mantener la velocidad de la turbina constante frente a las variaciones de carga. Para ello controla las acciones de los inyectores, palas y álabes. Regulador de nivel. Su cometido es mantener constante el nivel de agua en la cámara de carga o en el canal. Actúa sobre el regulador de velocidad de la turbina. FUNDAMENTOS DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 28 Regulador de tensión del generador. Tiene como misión mantener constante la tensión en bornes del generador y restablecerla lo antes posible cuando ésta varía debido fluctuaciones en la carga o perturbaciones en la red. Equipo de sincronización. Vigila que se cumplan las condiciones necesarias para la conexión en paralelo de generadores síncronos, que son la igualdad de tensión y la coincidencia de la frecuencia con la de la red. Elementos de protección. Red de tierras. Existen dos circuitos independientes; el de protección preserva la instalación ante descargas atmosféricas y fallos de aislamiento, y el de servicio va unido al neutro de los transformadores. Pararrayos o autoválvulas. Desvían a tierra las descargas de origen atmosférico. Trafos de medida y protección. Reducen los valores de intensidad o de tensión, según cada caso, para permitir la conexión de los diversos aparatos de medida y protección. Protecciones del generador. Son distintas dependiendo de que el generador sea síncrono o asíncrono. Protecciones del transformador. Protecciones de la línea eléctrica. Servicios auxiliares. Son elementos que no intervienen directamente en la producción de energía eléctrica pero son indispensables para su control y aprovechamiento. Transformador de servicios auxiliares. Transforma la tensión al nivel necesario para el funcionamiento de los servicios auxiliares. FUNDAMENTOS DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 29 Servicios auxiliares en corriente continua. También denominados servicios básicos esenciales, su función es asegurar el funcionamiento de los elementos imprescindibles de la central. Nunca debe fallar su alimentación. Servicios auxiliares en corriente alterna. Se conectan directamente a la salida del transformador de servicios auxiliares y pueden dividirse en dos grupos: - Servicios auxiliares principales. Pueden permanecer sin alimentación durante un corto período de tiempo sin afectar gravemente al funcionamiento de la central. - Servicios auxiliares normales. Pueden permanecer sin alimentación durante un período prolongado de tiempo. Automatización. En la actualidad, el telecontrol de una central hidroeléctrica se realiza mediante un PLC o autómata programable, con la supervisión diaria de los técnicos oportunos. Todas las maniobras, medidas, alarmas y señalizaciones se monitorizan en pantallas y paneles de control. Según el grado de autonomía, se pueden dar dos casos: - Funcionamiento manual. El operador controla todas las fases de las maniobras de marcha y paro de la central y el autómata controla que se den las condiciones adecuadas para efectuarlas. - Funcionamiento automático. El autómata sólo recibe las órdenes de marcha o paro y las efectúa si se cumplen las condiciones idóneas. FUNDAMENTOS DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 30 Foto 11: Subestación transformadora de la Central de Sallent (Huesca), Fuente: propia. FUNDAMENTOS DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 31 1.5- MINICENTRALES HIDROELÉCTRICAS. Antiguamente se incluían en este apartado las centrales hidroeléctricas de potencia no superior a 5 MW. En la actualidad, debido a la aparición del Real Decreto 2818/1998, se amplía ese límite hasta los 10 MW. Los elementos que componen este tipo de centrales son esencialmente los mismos que en el resto de rangos de potencia, diferenciándose simplemente en su tamaño. Se sitúan normalmente en el margen de los ríos, siendo habitual que la distancia entre la toma de agua y el canal de desagüe sea inferior a un kilómetro. Cuando se trata de centrales a pie de presa, se construyen junto a un embalse ya existente de antemano. Dentro de las minicentrales, existe un tipo especial denominado ‘centrales en canal de riego o de abastecimiento’, que aprovechan los saltos proporcionados por estructuras de regadíos o suministros de agua. Actualmente, aparte de las centrales de nueva construcción, se practica también la rehabilitación de antiguas minicentrales que habían quedado en desuso. A finales del siglo XIX y principios del XX, las minicentrales hidráulicas constituyeron la principal fuente de generación de energía eléctrica en las zonas rurales, pero fueron perdiendo importancia a medida que se iba ampliando la red eléctrica. Debido a las crisis energéticas de 1973 y 1979, estas centrales volvieron a tomar una importancia estratégica. En 1980, INTECSA (Internacional de Ingeniería y Estudios Técnicos, S. A.) realizó un estudio de recursos hidráulicos en España estructurado por cuencas. De este estudio, se pueden extraer datos de gran interés para el presente y futuro de la energía hidroeléctrica en general y particularmente para la minihidráulica: - Potencia total desarrollada: 31600 GWh/año. - Potencia técnicamente desarrollable: 65600 GWh/año. - Potencial de futura utilización: 34000 GWh/año(27300 para explotaciones grandes y medianas y 6700 para pequeñas explotaciones). - Potencial fluvial bruto: 150360 GWh/año. Resulta evidente que estamos hablando de un tipo de instalaciones que, aún constituyendo una fuente de energía muy importante, están infrautilizadas. Como se señalaba al principio de este documento, las nuevas normativas encaminadas a la FUNDAMENTOS DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 32 reducción de efectos contaminantes y al llamado desarrollo sostenible(protocolo de Kyoto, normativas europeas, PLAFER, etc.), ponen de manifiesto la necesidad de ampliar el uso de las energías renovables. En esta cuestión, las minicentrales hidroeléctricas juegan un papel relevante, ya que existe disponibilidad de recursos para su desarrollo sin suponer inversiones desorbitadas ni obras de grandes proporciones. En 1998, un año antes de la puesta en marcha de los objetivos del PLAFER, la situación de la energía hidroeléctrica en potencia instalada en España era la siguiente: - Minicentrales: 1509,6 MW. - Centrales de 10 a 50 MW: 2858 MW. En el año 2004, con las nuevas instalaciones puestas en marcha, la nueva situación era: - Minicentrales: 1749 MW. - Centrales de 10 a 50 MW: 2897 MW. El PLAFER tiene marcados los objetivos de incremento de potencia instalada para el año 2010 en las siguientes cifras: - Minicentrales: 720 MW. - Centrales de 10 a 50 MW: 350 MW. Estos datos dejan clara la importancia de estas instalaciones en el presente y futuro inmediato. INFLUENCIAS EN EL ENTORNO Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 33 CAPÍTULO 2º: INFLUENCIAS EN EL ENTORNO 2.1-APORTACIÓN DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS AL SISTEMA DE PRODUCCIÓN. Según el estudio realizado por el MITYC (Ministerio de Industria Turismo y Comercio) en colaboración con el IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía), las aportaciones de cada fuente energética en la producción total del conjunto de España en el año 2008 fueron las mostradas en el siguiente gráfico: Fuente: MITYC/IDAE Como puede apreciarse, la energía hidráulica supone la quinta fuente de producción, lo que podría llevar a pensar erróneamente que estamos hablando de una fuente de energía de importancia menor. Nada más lejos de la realidad. A la aportación energética y al hecho de tratarse de una fuente de energía renovable hay que añadir la capacidad de regulación de este tipo de plantas, lo que prácticamente las convierte en imprescindibles en el sistema global de producción. INFLUENCIAS EN EL ENTORNO Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 34 No se puede negar la evidente supremacía que, hoy por hoy, representan el conjunto de los combustibles fósiles y nucleares en cuanto a potencial energético, pero a los ya consabidos inconvenientes medioambientales (emisión de gases nocivos y problemas de reciclado de residuos, respectivamente) y de agotamiento a medio/largo plazo hay que añadir la falta de flexibilidad de las centrales dedicadas a su aprovechamiento. Las maniobras de parada y arranque en las centrales térmicas y nucleares suponen unas considerables pérdidas de tiempo y combustible, lo que conlleva la necesidad de mantenerlas continuamente a pleno rendimiento excepto en períodos de reparaciones u operaciones de limpieza y mantenimiento. Esto supone que la energía producida en su conjunto tenga muy poca variación entre las fases de gran consumo (horas punta) y las de energía excedente (horas valle). Es ahí donde recala la enorme importancia de la aportación hidroeléctrica. Las centrales hidroeléctricas, en sus tres modalidades generales (regulación, agua fluyente y bombeo), forman un triángulo casi perfecto en el que cada una tiene una función específica y complementaria de las otras dos y a su vez del resto de centrales generadoras de energía eléctrica. A continuación se analizarán los grados de aportación al sistema productivo de cada tipo de central hidroeléctrica atendiendo a los aspectos de producción y regulación. El aspecto medioambiental se tratará posteriormente. Centrales de agua fluyente. Son las que menos capacidad de regulación aportan debido a que dependen en gran medida del caudal del lecho fluvial en el que se encuentren situadas, siendo este aspecto todavía más acentuado en las de canal de riego, en las que el período de explotación viene determinado por épocas concretas no modificables. Debido a su aportación productiva poco variable en conjunto, se les puede considerar como centrales base. Haciendo un símil, se podría comparar el funcionamiento de estas centrales con el de la dinamo de una bicicleta, que proporciona energía para hacer funcionar al faro. Cuando la bicicleta está parada (no existe caudal), la dinamo no funciona. Si la bicicleta se pone en marcha (existe caudal), se puede dar el caso de que la INFLUENCIAS EN EL ENTORNO Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 35 dinamo no entre en contacto con la rueda (central en situación de parada) o que se le haga funcionar (central en situación de producción). Centrales de embalse o regulación. Debido a sus grandes capacidades en cuanto a almacenamiento de recursos y producción (suelen ser las de mayor potencia instalada), se hace especialmente importante su aporte para cubrir los picos de consumo. Es por ello por lo que su funcionamiento se regula habitualmente teniendo en cuenta épocas del año, días de la semana y horas del día específicos en los cuales la demanda de consumo es mayor. En estos intervalos de tiempo es cuando se suele proceder a turbinar el agua embalsada para cubrir los posibles desfases entre producción y demanda. En este caso, se podría hacer una comparación con la batería de un coche, que constituye una fuente constante de energía almacenada que se regenera mediante el alternador (aportaciones aguas arriba de la presa). Centrales de bombeo. Son las únicas en las cuales el balance energético absoluto puede ser negativo, siendo el exponente más claro de regulación productiva. En estas plantas se procede a turbinar el agua acumulada en el embalse superior en las horas punta, contribuyendo así a cubrir los picos de demanda existentes en estas etapas del día. Por contra, en las horas valle, los equipos trabajan bombeando de nuevo el agua desde el embalse inferior al superior, revertiendo así el proceso al transformar la energía eléctrica absorbida de la red en energía potencial almacenada en el agua. De esta forma, se cumple una doble función: por un lado, se hace uso de los excedentes energéticos derivados del bajo consumo existente en estos períodos y, por otra parte, se contribuye a mejorar el factor de potencia del sistema productivo, actuando en cada momento como carga activa o reactiva. Como se ha dicho anteriormente, el balance energético puede ser negativo y de hecho lo habitual es que ocurra así. Esto se producirá siempre que no existan aportes naturales al lago superior, en cuyo caso y debido a las pérdidas producidas en todo el circuito por el rendimiento de los equipos (tuberías, turbinas, alternadores, bombas de elevación) y las pérdidas naturales de agua (filtraciones, evaporación), la INFLUENCIAS EN EL ENTORNO Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 36 energía total producida será negativa. En caso contrario, la energía neta podrá ser positiva, pero esto normalmente tendrá una relevancia menor, puesto que como hemos visto su función principal no es la de producir energía. El funcionamiento de una central de bombeo se podría asemejar al de un acumulador de calefacción doméstico de tarifa nocturna, el cual se usa durante el día para producir energía calorífica (fase de turbinación) y por la noche se recarga conectándose a la red eléctrica (fase de bombeo). 2.2-IMPACTO AMBIENTAL Y SOCIAL. A pesar de considerarse a la energía hidroeléctrica como un tipo de energía renovable y limpia, ninguna fuente energética queda libre por completo de los efectos que produce la acción humana sobre el medio natural, así como de las distintas reacciones favorables o contrarias de la sociedad ante la acometida de este tipo de proyectos e infraestructuras, que algunas veces abarca una zona de influencia de considerables dimensiones. Por sus diferentes características constructivas y de ubicación, el impacto medioambiental y social ocasionado por cada uno de los tipos de centrales hidroeléctricas merece un análisis por separado que se expone a continuación. Centrales de agua fluyente. Su mayor inconveniente en este apartado es el llamado efecto barrera, que impide el paso natural de los peces entre los dos lados de la presa. Este impacto es mucho menor en los casos en los que existe canal de derivación, el cual desvía tan sólo una parte del río, dejando libre el resto del caudal para que discurra por su cauce natural. En los casos en los que el azud ocupe la totalidad del cauce, se puede disminuir este efecto mediante la instalación de la llamada escala de peces. También se puede producir una influencia sobre los cauces del río, pero esta suele ser mínima. No obstante, en muchos casos la construcción de este tipo de instalaciones conlleva mejoras acometidas por la propia empresa explotadora relacionadas con el acondicionamiento y limpieza de los márgenes del río y la ampliación de zonas naturales. También se contribuye al reciclado de residuos sólidos flotantes ELEMENTOS CONSTRUCTIVOS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 43 R s : Rendimiento del transformador Para hacer una primera aproximación, se puede tomar un valor para el factor e de 0,85. Cálculo de la producción media Para calcular la producción media de la central una vez conocida la potencia a instalar, se puede aplicar la siguiente fórmula: η *****81,9 eTHQE n = E: Energía media anual (kWh) T: horas de funcionamiento anuales η: Coeficiente de imponderables que tiene en cuenta aspectos como las pérdidas por reparaciones, mantenimiento, variaciones en suministro y fluctuaciones en las necesidades del mercado eléctrico. Para realizar el cálculo, el caudal se considerará en los momentos en que sea constante y el salto se considerará fijo, salvo en las centrales a pie de presa, donde se utilizará la curva Q-H del embalse. ELEMENTOS CONSTRUCTIVOS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 44 3.3-ASPECTOS TÉCNICOS Y CONSTRUCTIVOS. Dejando a un lado el tamaño de la central y de sus elementos constitutivos que evidentemente dependerán de la potencia instalada de la misma, habrá distintas diferencias estructurales que dependerán únicamente del tipo de central ante el que nos encontremos, y de ello nos vamos a ocupar en el presente apartado. Para ello, iremos pasando por las distintas partes descritas en el apartado 4 de la parte 1ª del estudio para ir desglosando las diferencias y semejanzas que pueden presentarse dependiendo del tipo de central ante el que nos encontremos en cada caso. Puesto que el equipo eléctrico no depende del tipo de central, sino únicamente de la potencia instalada, nuestro análisis se dará por finalizado una vez lleguemos a la turbina. Presas y azudes. Agua fluyente. Como ya se explicó, se valen de azudes para desviar el agua o, en su caso, de presas de derivación. De embalse. Según se deriva de su propia definición, cuentan con una presa que puede variar ampliamente en cuanto a tamaño, forma y construcción. Reversibles. En este caso se cuenta con dos presas: una superior y otra inferior. ELEMENTOS CONSTRUCTIVOS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 45 Aliviaderos. Agua fluyente. En los azudes, el caudal sobrante pasa directamente por encima. En el caso de las presas de derivación sí existirán, dependiendo su número de la altura y características de la presa. De embalse. Están presentes tanto en las mixtas como las de pie de presa, variando en número y tipos según las necesidades de cada caso concreto. Reversibles. Todas las presas disponen de aliviaderos de superficie, variando su forma y tamaño según el volumen y el tamaño de la presa. En caso de recibir aportaciones extra, se podrán construir aliviaderos de emergencia. Desagües de fondo y medio fondo. Agua fluyente. Pueden ser necesarios la coexistencia de desagües de fondo y medio fondo en el caso de que la altura de la presa de derivación, cuando exista, así lo requiera, aunque en alturas moderadas suele bastar con los de fondo o cuando sean más indicados, los de medio fondo.. De embalse. Podemos tener los dos tipos de fondo y de medio fondo en solitario o ambos al mismo tiempo. Reversibles. Nos encontraremos siempre con desagües de fondo, acompañados en alguna ocasión por los de medio fondo. ELEMENTOS CONSTRUCTIVOS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 46 Obras de toma. Agua fluyente. Consiste en un ensanchamiento para desviar el volumen de agua solicitado. En las centrales que se nutren de nacimientos de ríos, se puede usar un canal excavado en dirección transversal al cauce. De embalse. Se sitúa a modo de embocadura en la misma presa bajo el nivel del agua. También puede ser independiente de la presa, aunque no es lo habitual. Reversibles. Análogas a las de embalse, teniendo en cuenta que habrá al menos una por cada uno de los dos embalses, pero puede haber dos en el caso de que la tubería de turbinado y la de bombeo sean independientes (no es lo habitual). Canales o tuberías de conducción. Agua fluyente. Normalmente suele ser abierto en su parte superior, a modo de acequia que recoge el agua desviada en la toma. De embalse. Si es a pie de presa serán enterrados, pero si es mixta puede ser tanto enterrados como abiertos. Esto último sucederá cuando la toma sea independiente de la presa. Reversibles. Enterrados y enlazando directamente con la galería de presión hasta la cámara de carga. ELEMENTOS CONSTRUCTIVOS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 47 Túneles y galerías. Agua fluyente. El canal de conducción abierto enlaza con una tubería ya cerrada y enterrada que conduce toda el agua recogida a la cámara de carga o bien, si ésta última no existe, empalma directamente con la tubería forzada. Los azudes deben contar con galerías de inspección. De embalse. En el caso de las mixtas existe la denominada galería de presión, que conduce el agua en régimen forzado hacia la llamada tubería forzada. Reversibles. Disponen de galería de presión al igual que las de embalse mixtas. Cámara de carga. Agua fluyente. El agua en este tipo de centrales debe hacer un recorrido más largo que en el caso de las centrales a pie de presa. De esta forma, el fluido viaja primero desde la toma hasta la cámara de carga y después desde esta última hasta la turbina. De embalse. En las centrales a pie de presa, se puede decir que la cámara de carga es el propio embalse. El agua pasa ya con presión a la tubería forzada y todo el volumen necesario para el arranque de la central desde la posición de parada ya se encuentra acumulado en el embalse. En el caso de las mixtas, la cámara de carga sirve de enlace entre la galería de presión y la tubería forzada. ELEMENTOS CONSTRUCTIVOS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 48 Reversibles. Enlaza la galería de presión con la tubería forzada. Tubería forzada. Agua fluyente. Suele ser enterrada y de sección y espesor constantes. Cuando la tubería forzada tenga una longitud importante con objeto de aumentar el salto (centrales de montaña), será de sección menguante y espesor de pared creciente. De embalse. En las centrales a pie de presa será siempre enterrada. En el caso de las mixtas, suele ser al aire libre y de sección menguante y espesor de la pared creciente. Reversibles. Normalmente al aire libre. De sección menguante y espesor creciente. Chimenea de equilibrio. Agua fluyente. Las centrales tipo no suelen necesitar de chimenea de equilibrio, debido a que su funcionamiento no se apoya en la altura del salto sino en el caudal, con lo que los golpes de ariete no son de una gran magnitud y además no se necesita caudal de reserva para los cambios de carga. Esto no es aplicable en todos los casos, ya que en las centrales de montaña, a las que ya nos hemos referido en el apartado anterior, puede ser necesaria dependiendo de la magnitud del salto y la cantidad de caudal. De embalse. En las de pie de presa dependerá de si el salto es lo suficientemente grande para que sea necesaria la chimenea. En las de tipo mixto sí será necesaria siempre que no exista otro medio de disipación de energía para evitar los golpes de ariete. ELEMENTOS CONSTRUCTIVOS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 49 Reversibles. Necesaria siempre que no exista otro medio de disipación de energía. Escala de peces. Agua fluyente. Se hace necesaria cuando el azud supere el medio metro, lo cual sucederá en la inmensa mayoría de los casos. Los tipos más indicados son las de artesas y las de ralentizadotes. Cuando existan varios azudes sucesivos a lo largo del cauce, la solución ideal será la construcción de un río artificial. De embalse. Para las centrales a pie de presa, la solución ideal es la esclusa para peces, siempre que se haya previsto en la construcción de la presa. Cuando se deba añadir la escala para peces con posterioridad a la construcción de la presa o la altura de ésta sea considerable, el tipo a escoger será el ascensor para peces. Cuando la central sea mixta, los dispositivos anteriores serán inviables, por lo que optaremos según cada caso por los tres tipos propuestos para las de agua fluyente. Reversibles. Si son de bombeo puro, carecerá de sentido la escala para peces. En caso contrario, servirá lo mismo que para las de embalse mixtas. Cámara de turbinas. Agua fluyente. Normalmente será abierta en saltos de hasta 15 metros donde el agua proceda directamente del canal de derivación.. De embalse. Cerrada. ELEMENTOS CONSTRUCTIVOS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 50 Reversibles. Cerrada. Compuertas, válvulas y ataguías. Agua fluyente. Se pueden utilizar tanto válvulas de mariposa como esféricas cuando el salto sea considerable y compuertas de oruga acompañadas de sus respectivas ataguías para regular los pasos en la tubería forzada y a la entrada y salida de las turbinas. En los aliviaderos de las presas de derivación se utilizan compuertas variando en tipos y cantidad. La existencia del resto de los tipos dependerá a su vez de la existencia y tamaño de los aliviaderos de superficie y de los desagües de fondo y medio fondo. De embalse. La elección de los tipos de cada una de ellas a instalar dependerá de las características propias de cada caso particular. Reversibles. Además de los distintos tipos de compuertas, se utilizan a menudo en los desagües de fondo válvulas de mariposa o de chorro hueco para disipar la energía. Edificio de la central. Agua fluyente. Pueden situarse como estructura anexa a la presa, que será lo más habitual, o constituir una estructura independiente de la presa aguas abajo de ella. Suelen ser de construcción exterior. ELEMENTOS CONSTRUCTIVOS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 51 De embalse. Las centrales a pie de presa normalmente formarán parte de la misma, aunque también puede darse el caso de estructura independiente. Pueden ser de construcción exterior o enterrada, dentro de la propia presa. En el caso de las mixtas, son siempre independientes aguas abajo de la presa y su situación será subterránea o de exterior dependiendo de las condiciones del terreno. Reversibles. Se puede decir lo mismo que para las centrales de embalse mixtas. Turbinas. Agua fluyente. Las turbinas más idóneas, siempre desde el punto de vista teórico son las Kaplan y las Semikaplan, debido a que se ajustan perfectamente a las características de salto constante y caudal variable. No obstante, en los casos en los que exista aumento de salto o las variaciones de caudal sean moderadas, se pueden encontrar turbinas Francis, que se caracterizan por su gran adaptación, o también turbinas Pelton en el caso de grandes saltos. De embalse. Las turbinas más utilizadas en las centrales a pie de presa son las de hélice, por ser muy indicadas para caudales constantes, y las Kaplan y Semikaplan, por resultar de buen funcionamiento para grandes caudales. También es habitual el uso de turbinas Francis en los casos que no se adaptan a las anteriores. Las turbinas Pelton no se suelen adaptar a este tipo de centrales. En el caso de las mixtas, en una parte importante de los casos, nos encontraremos con turbinas Pelton, aunque también se usan las Francis cuando los valores de salto y caudal así lo requieran. En algunos casos en los que el salto sea reducido, nos podemos topar con la instalación de turbinas Kaplan. ELEMENTOS CONSTRUCTIVOS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 52 Reversibles. Teóricamente el tipo de turbina idónea sería la Pelton, pero como ya hemos indicado anteriormente, las turbinas Francis tienen una gran capacidad de adaptación a distintos valores de salto y caudal, por lo que son de frecuente utilización cuando el ámbito de aplicación se solape con el de las turbinas Pelton. En estos casos la instalación de una u otra dependerá del análisis individual de cada situación concreta, atendiendo a aspectos como los costes o los rendimientos. La disposición del grupo turbogenerador puede tener 3 diseños distintos: Grupo cuaternario: alternador, turbina, motor y bomba. Opción cara y poco utilizada. Grupo ternario: alternador-motor, turbina y bomba. Son muy flexibles pero algo caros. Grupo binario: alternador-motor y turbina-bomba. Son los más baratos y fáciles de instalar, aunque presentan muy poca flexibilidad y menor rendimiento que los ternarios. ESTUDIO ESTADÍSTICO Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 59 CENTRAL SALTO BRUTO (m) CAUDAL NOMINAL (m 3 /s) POTENCIA (MW) Nº TURBINAS TIPO DE TURBINAS PRODUCCIÓN (GWh/año) CALANDA CANAL 25 10 2,2 1,38 CANTALEAR 30 3 0,4 1 FRANCIS 2,52 CANTILLANA 8,75 90 9,48 2 KAPLAN 15,97811111 CAPARROSO 6,6 70 4,2 2 KAPLAN 9,135222222 CARCAR 6,5 4 0,2 0,65 CARCAR II 5,7 25 1,388 5,036 CARCASTILLO 14,52 4 0,48 4 EL CARPIO SD 57 8,4 3 FRANCIS 19,12911111 CASABLANCA 6,95 10 0,736 1 KAPLAN 1,08 CÁSEDA 7,2 8 0,424 3,9 CASTELLAS 205 1,3 2,2 2,289333333 CASTIELFABIB 70,8 2 1,3 1 FRANCIS 3,45025 CASTIELLO DE JACA 33 4 1,2 1 FRANCIS 2,199375 CÁZULAS 305,12 0,7 1,8 1 FRANCIS 3,280222222 CENTRAL DEL ÁGUILA 315 0,26 0,48 2 PELTON 1,78 CHÍLLAR I 272,8 0,5 0,7 1 PELTON 1,791 LA CHORRONERA 48 0,6 0,206 0,2 CINCO VILLAS 44,2 8 2,524 13 CIRAT 118,7 12 14,72 2 FRANCIS 27,06477778 COFRENTES 142 108,3 124,2 3 FRANCIS 66,3405 EL CORCHADO 135 11,4 11,56 3 PELTON/FRANCI S/FRANCIS 35,22388889 CORDOBILLA 42,5 42,3 15,3 3 FRANCIS 21,878 CORTIJO 1605 60 8 2 FRANCIS 26,96611111 LA CUEVA 13,46 10,5 1,205 2 FRANCIS 3,498222222 DÍLAR 392,5 1,2 3,65 2 PELTON 8,838888889 DOÑA ALDONZA 21,5 60 10,4 2 KAPLAN 7,790666667 DUQUE 494,5 3 12,8 1 PELTON 21,462 DÚRCAL 758 0,5 3,8 2 PELTON 9,421777778 ECAY 5,6 12 0,552 3,47 ECHAURI 10 15 1 4,020333333 EGUILLOR 119 3 4,311 2 1 FRANCIS/1 PELTON 14,61022222 E. HARINERA EL CARMEN 3 8 0,28 1,26 ELCIEGO (ÁLAVA) 2,52 70 2,124 2 KAPLAN 9,338625 ELCIEGO (HUESCA) 35,3 12 3,2 9,038222222 EMBID RIBERA 18 20 3,2 2 FRANCIS 3,62225 LA ESPERANZA 10 1 0,09 2 KAPLAN 8,27 ESPOT 410 3,3 14,16 2 PELTON 55,81677778 LOS FAYOS 40 1,5 0,348 2 FRANCIS 1,23 LA FERRERÍA 10 2 0,08 1 FRANCIS 0,475 FLIX 12,1 400 42,5 4 KAPLAN 126,486 FONTSECA 12 1,4 0,32 1,2 GABET 53 60 23 5 PELTON 81,72 GALLIPIENZO 3,3 40 1,42 2,818555556 GALLUR 20,6 20 4,05 16 GARDE 4,2 7,5 0,252 0,88 GARES 2,3 51 1,721 5,8 ESTUDIO ESTADÍSTICO Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 60 CENTRAL SALTO BRUTO (m) CAUDAL NOMINAL (m 3 /s) POTENCIA (MW) Nº TURBINAS TIPO DE TURBINAS PRODUCCIÓN (GWh/año) GELSA 3,2 180 6,3 16,29088889 GRAUS 14,4 15 1,797 6,29 GURREA 7,8 15 1,05 4 HARINAS VÁZQUEZ 10,7 2 0,166 0,55 HARINERA SAN ANTONIO 6,2 20 0,45 1,5 HIDRO-HUESCA 8,75 12 0,95 1 KAPLAN 6,15 HIJOS DE MARTÍNEZ 3,2 12 0,16 0,604 HUÉRMEDA 3,85 15 0,5 1 SEMIKAPLAN 2,6 HUERTA DEL VERO 5,7 0,8 0,135 0,72 IBARREA 3,9 1,1 0,031 0,15 LES ILLES 12,9 6 1 2 FRANCIS 2,509777778 IRATI 38 6 2,1 3 FRANCIS 10,37175 IRIBAS 57 1,2 0,584 2 IRURTZUN 9,34 9,6 0,98 3,8 ISABA 30 2,3 0,9 3,22 ÍZBOR 308,6 4 11,44 2 PELTON 24,8055 JABARRELLA 67,64 27 15 3 FRANCIS 65,65075 JACA 176,2 10 15,2 2 FRANCIS 42,143875 JAUJA 19,24 32,1 5,4 3 FRANCIS 8,174666667 JAVIERRELATRE 39,35 35 11,4 2 FRANCIS 36,86025 JUEU 516 5 20,4 1 PELTON 70,32 LABASTIDA 4,89 90 3,6 2 KAPLAN 12,06522222 LANCIEGO 15 0,626 0,43 LÉRIDA 26,8 50 12 1 KAPLAN 47,26544444 LERÍN 6,6 16,5 0,869 1 KAPLAN 3 LODOSA 3,3 130 3,84 2 KAPLAN 11,44633333 LOGROÑO 3,2 150 3,02 8,861666667 LORENTE 6,6 12 0,7 3,2 LUCAS URQUIJO 112 44,55 39,6 4 FRANCIS 40,60377778 LUGAR DEL RÍO 32,6 0,45 0,115 0,46 LLESP 146,12 9,4 12,48 2 FRANCIS 44,60677778 MACHÍN 4 140 4,5 2 KAPLAN 10,60511111 EL MAL PAS 150 3 3,8 1 FRANCIS 7,552666667 MARRACOS 42 15 7,68 2 FRANCIS 25,221125 MENDAVIA 4,6 130 5,6 13,07922222 MENGÍBAR 8,2 75 4,2 3 BULBO 5,588666667 MENUZA 8 253 13,858 41,50977778 MILLER 185 10,5 27 2 FRANCIS 32,07933333 MILLER-ZUMETA 190,6 5,5 9 1 FRANCIS 12 MOLINO DE ALLO 4 4 0,11 0,4 MOLINO DE BARAZPEA 3,69 4 0,1263 0,442 MOLINO DE MARCILLA 3,2 2,42 59 0,45 MOLINO DE NIEVA 7,18 7,8 2 1,48 MOLINO DE PRADILLO 4,12 0,59 0,01971 0,16 MOLINO DE SUSO 3,49 100 1,998 10,70085714 MOLINO SAN MIGUEL 2,34 2,02 0,038 0,1 MOLINOS 296 7 13,5 35,22444444 ESTUDIO ESTADÍSTICO Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 61 CENTRAL SALTO BRUTO (m) CAUDAL NOMINAL (m 3 /s) POTENCIA (MW) Nº TURBINAS TIPO DE TURBINAS PRODUCCIÓN (GWh/año) LA MONTANERA 18,87 8 1,145 3,387 MONTENARTRÓ 163,1 2,7 3,74 1 FRANCIS 5,840166667 MONTESQUIU 14,5 5,5 1,083 1 KAPLAN 3,133333333 MORANA 175 0,3 0,88 2 PELTON 1,34 MORCA 331,66 0,3 0,797 1 PELTON 0,86 MORENTÍN 4,1 15 0,581 2 MORENTÍN DICASTILLO 5 12 0,7 2 MORÉS 3,5 15 0,5 1 SEMIKAPLAN 2,14 MURILLO EL FRUTO 10,71 60 5 2 KAPLAN 14,67844444 MUZOLA 22,03 9 1,725 4,592888889 Nº1-P.K. 80,90 4,85 12 0,573 1,733 Nº2-P.K. 83,20 4,23 12 0,445 0,86 Nº3-P.K. 84,20 3,96 11,5 0,397 1,427 Nº4-P.K. 86,80 6,5 11,5 0,634 2,243 Nº5-P.K. 87,50 3,57 8 0,245 0,857 Nº6-P.K. 88,20 9,78 7,75 0,637 2,265 Nº7-P.K. 89,10 12,04 7,25 0,754 2,847 Nº9-P.K. 92,20 10,42 7 0,614 2,175 Nº12-P.K. 98,30 15,32 5,25 0,686 2,514 Nº13-P.K. 98,80 12,96 4 0,444 1,579 Nº14-P.K. 106,70 34,91 2,85 0,965 3,078 NACIMIENTO 122,7 1,2 1,2 2 FRANCIS 2,3975 NOFUENTES 2,3 9,076 0,222 0,11 LAS NORIAS 4,2 50 1,92 9,390333333 NUEVO CASTILLO 174,35 3 4,36 1 FRANCIS 9,842777778 NUEVO CHORRO 113,4 13 12,8 1 FRANCIS 14,24233333 ODINA 8,32 8 0,525 18,9 OJER Y MARCOS 9,95 3,25 0,35 0,62 OLALDEA 49,95 6 3,502 16,301125 OLALDEA 2 15,5 5 0,72 3 LOS ÓRGANOS 319,5 0,8 1,92 2 FRANCIS 4,343444444 OROZ BETELU 26,06 4 1,24 6,7 PAMPANEIRA 555 2,8 12,8 1 PELTON 19,12822222 PANZARES 65,35 4 2,24 8,567666667 LA PARDINA 23 22 5 1 KAPLAN 25 PAREDONES 43,5 8 3,12 2 FRANCIS 4,018888889 PASTERAL II 13,5 16 1,58 2 KAPLAN 1,57 PEDRUZO 19 3,7 0,7 1,5 PENELLES 9 3 0,229 0,9 PEÑADRADA 89,71 51 37,6 2 FRANCIS 84,14244444 PEQUERA 7,4 10 0,585 2 PINA 4,5 200 7 2 SEMIKAPLAN 19,74422222 PIRACÉS 18,41 8 1,265 1,989666667 LA PLANA 90 7,5 5 17,10655556 PONT DE SUERT 90,51 21,1 16 2 FRANCIS 59,24455556 PONTS 4,95 26 1,3 3,8 POQUEIRA 586 2,5 10,4 2 PELTON 10,13022222 PORTET 695,3 0,5 2,885 3,127625 ESTUDIO ESTADÍSTICO Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 62 CENTRAL SALTO BRUTO (m) CAUDAL NOMINAL (m 3 /s) POTENCIA (MW) Nº TURBINAS TIPO DE TURBINAS PRODUCCIÓN (GWh/año) POSADAS 22 1,8 0,315 0,08 POTABILIZADORA DE LOGROÑO 101 1,25 0,762 4 PRADILLO 7,2 5 0,27 0,65 PRULLANS 1,1 3,1 5,7355 PUENTE MONTANYANA 180,35 28,5 44,8 2 FRANCIS 180,3104444 PUENTELARRA 7,92 55 3,519 3 BULBO 11,24022222 PUEYO 547 3,5 14 1 PELTON 64,45225 PURROY 8,58 7,5 0,65 1 SEMIKAPLAN 36,37 QUEILES I 114 2 1,32 3,245666667 QUEILES II 107,69 2 1,368 3 FRANCIS 2,004 QUINTANA DE VALDIVIESO 4,9 30 1,198 2,855777778 QUINTANILLA ESCALADA 25,5 6 0,72 3,13 LOS RÁBANOS 16,9 30 4,48 2 KAPLAN 6,6255 RACIONEROS 7 40 2,24 2 HÉLICE 1,287777778 RECAJO 9,34 55 3,42 2,416222222 LA RECUEJA 1,9 6 3,44 1,828125 LA REQUIJADA 72 2 0,72 2 FRANCIS 4,3 LA RETORNA 64,16 5,5 2,24 2 FRANCIS 9,458222222 LA RIBERA 3,8 110 4 10,17755556 RÍO BLANCO 76,9 0,55 0,3 1 RIVERA I 36,7 4,3 1,225 1 FRANCIS 0,637625 RONDA 120,2 1,75 2,32 2 PELTON 1,972375 RUDA 202 0,11 0,22 0,87 SÁDABA 28 15 3,152 18 SALINAS 161,3 2,18 2,4 1 FRANCIS 11,991 SALT DEL DURAN 14,5 1,3 0,163 0,8 SALTO DE CABISCOL 28,7 9 2,25 8,074555556 SAN ANTONIO 2 0,75 0,212 0,84 SAN AUGUSTO 149 1,5 2,6 3 PELTON 3,533666667 SAN CALIXTO 6,5 24,8 0,48 1 KAPLAN 1,302 SAN CLODIO 17,65 125 17,6 1 KAPLAN 46,35666667 SAN FAUSTO 57,67 4,5 2,6 1,749833333 SANGÜESINA 6,6 14 0,66 0,43 SAN JOSÉ ELÉCTRICA 12,82 7 0,56 1 SAN MARTÍN 18,58 60 10 1 KAPLAN 17,89288889 SAN MATEO 13,4 5 0,51 1 FRANCIS 2,83 SAN MIGUEL 3,43 24 0,59 2 SEMIKAPLAN 0,816 SAN PASCUAL 78 1,5 1,5 2 FRANCIS 1,982222222 SAN PEDRO 18,4 225 32 2 KAPLAN 118,1648889 SAN RAMÓN 5,8 31,4 0,48 1 KAPLAN 2,148 SANTACARA 7 70 4,24 9,545333333 SANTA LUCÍA 57 2 0,918 1,86 SANTA MARINA I 84,13 27,6 21,03 (32,9) 2 FRANCIS 73,07333333 SANTA MARINA II 81,5 19 14,09 1 FRANCIS SANTIAGO-SIL 12 154 14,4 2 BULBO 36,58133333 ESTUDIO ESTADÍSTICO Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 63 CENTRAL SALTO BRUTO (m) CAUDAL NOMINAL (m 3 /s) POTENCIA (MW) Nº TURBINAS TIPO DE TURBINAS PRODUCCIÓN (GWh/año) SAN VICENTE DE LA SONSIERRA 3,32 70 2,06 2 SEMIKAPLAN 7,718222222 SARRIA (ARTAZU) 7 70 4,141 2 FRANCIS 13 SARTAGUDA 6,44 90 4,2 15,23744444 SÁSTAGO I 6 200 2,928 8,132111111 SÁSTAGO II 11,1 200 20,3 4 FRANCIS 74,79444444 SENET 217,36 5 8,64 2 FRANCIS 42,91088889 SEQUEIROS 18,6 120 18 3 KAPLAN 65,928 EL SERRADO 260,25 1 2,1 1 PELTON 5,8895 SESPLANS 256 0,27 0,95 5,42 SORT 6,3 7,4 0,3 1,44 SOSSIS 23 14 3,75 16,49055556 TERMENS 26,7 50 12 1 KAPLAN 45,75988889 TOBERA 90,66 0,3 0,375 1,3 TORRECILLA 5,64 1,33 0,07029 1 HÉLICE 0,455 TORROLLÓN 16,26 7 0,94 2,03 TREGURÁ 311 1,2 4,54 2 PELTON 6,365111111 TUDELA 2,94 200 4,9 3 KAPLAN 21,28144444 UNARRE 465 2 8 1 PELTON 17 URDANIZ 4,1 6 0,224 0,63 URROZ-VILLA 3 4 0,112 0,668 URZAINQUI 5,7 0,79 0,03 0,119 VALDENOCEDA 4,7 18 0,66 4,25 VALDESPARTERA 30,5 16,6 4 21,45455556 VALTODANO 6 69 3,15 3 HÉLICE 3,611111111 VALVANERA 133 0,1 0,11 2 PELTON 0,8 VALLESPIR 185,56 2,7 4,344 1 FRANCIS 8,215666667 LA VEGA 55 1,92 2 KAPLAN 3,805222222 VIANA II 8,97 60 9 2 KAPLAN 43,78566667 VIANA III 5,4 120 4,975 2 KAPLAN 26,4 VIELLA 197 14 22 2 FRANCIS 66,15677778 VILALLER 76,17 7 9,57 2 FRANCIS 30,95888889 VILLAFRANCA 8,5 73 4,32 2 KAPLAN 12,12877778 VILLA LOS ÁNGELES 2,1 166,9 4,65 2 SEMIKAPLAN 15,27644444 VILLANÚA 195 7 11 2 FRANCIS 36,37 VOZMEDIANO 1 8,76 1,296 0,1 2 VOZMEDIANO 2 25,19 1,7 0,37 1 XERTA 5,4 448 16,732 4 SEMIKAPLAN 34,034 LA ZAIDA 2,3 170 3,6 2 SEMIKAPLAN 13,98988889 ZALDU 3 6 0,315 2 ZAMUÑÓN 173,9 1,1 1,506 9 ZUDAIRE 192 1,5 3,75 11,83122222 ESTUDIO ESTADÍSTICO Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 64 CENTRALES MIXTAS CENTRAL SALTO BRUTO (m) CAUDAL NOMINAL (m 3 /s) POTENCIA (MW) Nº TURBINAS TIPO DE TURBINAS PRODUCCIÓN (GWh/año) AIGUAMOIX 300 14 100 1 FRANCIS 127,339444 ALLOZ 66,5 16 6,8 2 FRANCIS 7,03677778 ARGONÉ 93 20 14,4 2 FRANCIS 52,2698889 ARTIES 804 10 68 4 PELTON 94,79 BAÑOS 527 1,36 8,48 1 PELTON 32,79425 BARAZAR 331,25 30 84,05 1 FRANCIS 130,290444 BIESCAS II 224 38,7 62 2 FRANCIS 157,757125 BOADELLA 60 7 3,48 2 FRANCIS 3,48977778 BONO 81,72 6 3,76 2 FRANCIS 16,7582222 CABDELLA 836 3,5 32,25 5 PELTON 41,9558889 CALA 192,5 12,1 12,8 2 FRANCIS 15,0901111 CALDAS 486,15 8 32,64 2 PELTON 78,1752222 CANALES 146 8,7 8,8 1 FRANCIS 14,8372222 CANALROYA 145,15 4,8 6 2 FRANCIS 16,814625 CARCAVILLA 65,9 8 4,9 1 FRANCIS 33,849875 CELÍS 102,45 8,57 7 2 FRANCIS 31,8287778 EL CHORRO 209 0,88 1,024 1 PELTON 3,59311111 CORNATEL 137,64 115 122 2 FRANCIS 167,983556 ERISTE 283 36,9 80 2 FRANCIS 126,904625 ESCARRA 330 2,3 8,68 1 FRANCIS 30,043 ESTERRI 139,6 21 35,81 3 FRANCIS 65,5416667 EUME 262,2 26 55,181 2 FRANCIS 200,681889 EL GRADO II 80,7 40 27,2 2 FRANCIS 83,4604444 GURIEZO SUPERIOR 250 0,63 1,16 1 PELTON 0,63833333 HERRERÍAS 65,91 15 8 2 FRANCIS 29,6865556 LAFORTUNADA CINCA 475 12 42 3 PELTON 154,340375 LAFORTUNADA CINQUETA 373,4 16 41,4 2 PELTON 88,3765 LANUZA 198 34,1 52 2 FRANCIS 100,141 LASARRA 673 4,8 24 63,2615 LASPUÑA 77 23,7 13,6 2 FRANCIS 53,748625 LLADRES 106 1 0,85 1 FRANCIS 0,94 LLAVORSÍ 317 20 52,8 2 FRANCIS 94,0027778 MAÑERU 61,5 12,6 4,8 2 FRANCIS 5,89088889 MARMOLEJO 17,6 120 16,96 2 KAPLAN 19,3657778 MILLARES II 137 55 68 2 FRANCIS 130,823857 MONCABRIL GRUPO AUXILIAR 551 0,32 1,47 1 PELTON 514 MONCABRIL GRUPOS 1, 2 Y 3 551 8,1 37,37 3 PELTON 514 LAS ONDINAS 162 60 80,8 2 FRANCIS 107,364222 PASTERAL I 25,5 30 6,4 1 KAPLAN 6,37622222 PEÑA DE BEJO 330,25 7,4 17,9 2 PELTON 64,0826667 EL PICAZO 49 46 18 2 FRANCIS 11,9751111 PONT DE REY 119 37,5 46,4 2 FRANCIS 101,696444 PONTENOVO 380,8 12 38,4 4 PELTON 150,227778 ESTUDIO ESTADÍSTICO Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 65 CENTRAL SALTO BRUTO (m) CAUDAL NOMINAL (m 3 /s) POTENCIA (MW) Nº TURBINAS TIPO DE TURBINAS PRODUCCIÓN (GWh/año) PORTO 242,6 8,86 17,6 1 FRANCIS 21,7026667 PRADA 340 12 72,2 2 FRANCIS 86,8997778 QUEREÑO 34,8 130 36,7 2 KAPLAN 107,331 QUINTANA 22 48 7,8 1 KAPLAN 32,8564444 RIBESALBES 73,15 12 7,04 2 FRANCIS 21,9333333 RIOSCURO 139,46 11,5 15 2 FRANCIS 19,6031111 ROZADÍO 205,32 7,15 11,8 2 PELTON/FRANCIS 45,616 SABIÑÁNIGO 27 30 6,72 2 KAPLAN 28,856875 SALLENT 162 10,2 11,36 2 FRANCIS 43,098875 SAN AGUSTÍN 432 10,24 65,28 2 FRANCIS 116,998444 SAN CRISTÓBAL 126,2 10 10,56 2 FRANCIS 45,6718889 SAN JOSÉ (BARASONA) 69,4 36 20,8 2 FRANCIS 85,6616667 SAN JUAN DE TORÁN 495 3 13,2 1 PELTON 21,7837778 SAN SEBASTIÁN 165 8,1 17,6 2 FRANCIS 38,7546667 SANT MAURICI 532 3,3 15,54 3 PELTON 29,4761111 SEIRA 147 15 36,9 88,7723333 SEROS 52,5 120 44,6 4 FRANCIS 111,905444 SESUÉ 146,5 35,1 36 2 FRANCIS 102,764 SOBRADELO 30 160 42,07 2 KAPLAN 101,352778 SOBRÓN 38 80 28,8 2 FRANCIS 89,027 SUSQUEDA 164 60 87,216 3 FRANCIS 120,186222 TABESCÁN INFERIOR 247,3 14 32,04 1 FRANCIS 67,84 TABESCÁN SUPERIOR 898,5 14 120,44 2 PELTON 73,01 TALARN 74,9 60 35,2 4 FRANCIS 99,4277778 TERMAS PALLARÉS 6 1,7 0,06 0,0095 TORRASA 34,4 16 4,4 1 FRANCIS 14,25 TRESPADERNE 33,3 50 15,2 2 FRANCIS 30,623 URROZ 346 0,5 0,96 2 PELTON 3 VALLAT 104,5 16 14,72 2 FRANCIS 31,1145 VILLALBA 77 17 12,6 2 FRANCIS 41,673 CENTRALES A PIE DE PRESA CENTRAL SALTO BRUTO (m) CAUDAL NOMINAL (m 3 /s) POTENCIA (MW) Nº TURBINAS TIPO DE TURBINAS PRODUCCIÓN (GWh/año) ALDEADÁVILA I 139,5 690 809,71 6 FRANCIS 1987,844333 AUXILIAR DE CAMPO 12 20 1,67 4,814111111 AZUTÁN 31,6 750 180 3 KAPLAN 148,1921111 LA BAELLS 97,25 7,5 7,03 1 FRANCIS 16,57422222 BÁRCENA 85,3 100,8 61,21 2 FRANCIS 111,1147778 BASERCA 119 7,4 6 1 FRANCIS 24,02522222 BEMBÉZAR 22,5 15,12 1 FRANCIS 17,76122222 BOLARQUE I 42 85 28 2 FRANCIS 15,891 CALANDA PRESA 48 5,5 3 6,92 ESTUDIO ESTADÍSTICO Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 66 CENTRAL SALTO BRUTO (m) CAUDAL NOMINAL (m 3 /s) POTENCIA (MW) Nº TURBINAS TIPO DE TURBINAS PRODUCCIÓN (GWh/año) CAMARASA 82 118 60 4 FRANCIS 142,8656667 CANELLES 135,6 100 108 3 FRANCIS 142,988 CASTRO I 38 270 79,8 2 FRANCIS 292,9555556 CASTRO II 38,4 340 110 1 KAPLAN 240,0845556 CEDILLO 48,16 1500 440 4 KAPLAN 595,7772222 CERNADILLA 55,6 60 30 1 KAPLAN 39,55433333 CHANDREJA 66,5 8 4 2 FRANCIS 16,524 CIJARA MARGEN DERECHA 65,24 107 50,4 1 FRANCIS 27,17666667 CIJARA MARGEN IZQUIERDA 66,1 93,2 51,7 3 FRANCIS 36,83177778 CORTES II 96 326 284 2 FRANCIS 105,876 EMBALSE DEL EBRO 22,2 35 6,5 8,211666667 ENCINAREJO 40 8,32 2 FRANCIS 4,952555556 ESCALÉS 117,5 39 36 3 FRANCIS 108,1082222 EUGUI 43 5,25 1,89 3,935777778 EL GRADO I 25,8 80 18,56 2 KAPLAN 59,40711111 GUADALÉN 45 14,1 5,12 1 KAPLAN 4,388111111 GUADALMELLATO 46,6 10,8 5,12 1 KAPLAN 5,287875 GUADALMENA 84 22,5 15,2 1 FRANCIS 8,363333333 GUÍSTOLAS 17 12 1,4 1 KAPLAN 4,545666667 IRABIA 29,7 5 1,36 1 FRANCIS 4,425111111 IZNÁJAR 97,3 100 76,8 2 FRANCIS 51,17355556 JÁNDULA 75 27 15 3 FRANCIS 12,28077778 JOSÉ MARÍA ORIOL 106,5 1172 915,2 4 FRANCIS 1133,887778 MANSILLA 70 12 5,76 2 FRANCIS 10,87366667 MEDIANO 76 120 66,4 2 FRANCIS 150,213 MEQUINENZA 74 760 324 4 FRANCIS 642,6193333 MONTEFURADO 34,5 135 45,03 3 KAPLAN 154,5846667 NEGRATÍN 60 13,5 6,6 1 FRANCIS 5,862888889 NTRA. SRA. DEL AGAVANZAL 35,5 68 24,46 3 2 KAPLAN/1 FRANCIS 45,66933333 OLIANA 67,5 44,09 37,89 3 FRANCIS 98,29266667 ORELLANA PRESA 44,5 50 23,03 1 FRANCIS 11,576375 PUERTO PEÑA 44,35 150 55,59 3 FRANCIS 41,54388889 RIBARROJA 41 940 262,8 4 KAPLAN 568,7037778 LA RIBEIRA 47,55 13 5,36 1 KAPLAN 12,69 RICOBAYO (ESLA) 83 457 291,24 5 FRANCIS 542,3026667 SALIME 114 160 156 4 FRANCIS 282,7108889 SAN ESTEBAN 103 300 265,48 4 FRANCIS 791,5821111 SAN LORENZO 17 60 8 30,78 SANTA ANA 72,5 50 30,4 2 FRANCIS 35,44075 SANTOLEA 38,2 7,5 2,613 1 KAPLAN 7,68 SAU 89 70 56 2 FRANCIS 55,41155556 SAUCELLE I 64 468 250,56 4 FRANCIS 730,25 SAUCELLE II 64 480 285 2 FRANCIS 295,1564444 LA SERENA 35 89 25,1 1 KAPLAN 23,62433333 SOTONERA 12 25 4 10,56122222 TERRADETS 32 135 32,5 2 FRANCIS 58,69011111 ESTUDIO ESTADÍSTICO Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 67 CENTRAL SALTO BRUTO (m) CAUDAL NOMINAL (m 3 /s) POTENCIA (MW) Nº TURBINAS TIPO DE TURBINAS PRODUCCIÓN (GWh/año) TRANCO DE BEAS 111,5 50 39,8 3 FRANCIS 23,70866667 ULLIVARRI 27 0,85 0,136 1,31 URRÚNAGA 23,6 0,85 0,136 1,01 URTASUN 43 1,5 0,23 1,136 USOZ 13,5 8,5 0,8 5 VALPARAÍSO 46,3 160 68 2 FRANCIS 53,07744444 VILLALCAMPO I 37 303 96 3 FRANCIS 294,6191111 VILLALCAMPO II 36,6 340 110 1 KAPLAN 222,2146667 YESA 30,7 1,56 0,32 2,13 ZÚJAR 42,4 77,5 28,36 2 KAPLAN 14,62477778 CENTRALES DE BOMBEO CENTRAL SALTO BRUTO (m) CAUDAL NOMINAL (m 3 /s) POTENCIA (MW) Nº TURBINAS TIPO DE TURBINAS PRODUCCIÓN (GWh/año) *AGUAYO 328,5 30 339,2 4 FRANCIS 530,301222 ALDEADÁVILA II 137,83 350 421 2 FRANCIS 428,191778 *BOLARQUE II 98,8 269,5 208 4 FRANCIS 134,427111 CONSO 230 120 270,17 3 FRANCIS 250,225111 GABRIEL Y GALÁN 60 230 110 2 FRANCIS 90,3042222 GOBANTES 42,5 13 3,344 1 FRANCIS 1,61233333 GUIJO DE GRANADILLA 25 240 52,8 2 BULBO 40,262 *GUILLENA 244 103,2 210 3 FRANCIS 170,969889 *IP 905 10,11 84 3 PELTON 65,471125 MONTAMARA 636,6 16 240,48 2 PELTON 139,83425 MORALETS 801,5 30,5 221,4 3 FRANCIS 258,850222 LA MUELA 450 145 634,8 3 FRANCIS 758,208 EL PINTADO 197,5 21,6 33,2 3 FRANCIS 31,8254444 PUENTE BIBEY 356,6 90,8 285,25 4 FRANCIS 522,568778 SALLENTE 400,7 125 451 4 FRANCIS 384,844444 SAN RAFAEL DE NAVALLANA 40 12,5 4,176 1 FRANCIS 6,96744444 SANTIAGO JARES 216,5 28 51,2 2 FRANCIS 72,615 SOUTELO 606,5 21,3 214,18 2 PELTON 121,280111 400 17,44 FRANCIS *TAJO DE LA ENCANTADA 398,5 108,8 360 4 FRANCIS 368,052667 TANES 102 119,5 133 2 FRANCIS 162,726 TORREJÓN 47,7 328 129,6 4 FRANCIS 208,571667 URDICETO 426 2 7,2 2 PELTON 0,793625 VALDECAÑAS 75 390 225 3 DERIAZ 296,677333 VILLARINO 400 232 810 6 FRANCIS 1272,26067 *Se muestran en color azul las centrales que son de bombeo puro (sin aportaciones naturales de caudal). ESTUDIO ESTADÍSTICO Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 68 NOTA: A partir de este momento, con objeto de simplificar, se usarán las siguientes abreviaturas: AF: Centrales de agua fluyente. M: Centrales mixtas. PP: Centrales a pié de presa. B: Centrales de bombeo o reversibles, que a su vez se podrán dividir en BP: Bombeo puro BM: Bombeo mixto ESTUDIO ESTADÍSTICO Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 75 CENTRALES PP Valor medio: 92,98 MW NÚMERO DE CENTRALES PP POR POTENCIA INSTALADA 23 4 6 5 1 5 3 2 0 1 3 0 0 0 0 1 0 1 10 0 5 10 15 20 25 ≤10 10.-20 20-30 30-40 40-50 50-60 60-70 70-80 80-90 90-100 100-110 110-120 120-130 130-140 140-150 150-160 160-170 170-180 >180 POTENCIA (MW) CENTRALES B Valor medio: 229,125 MW NÚMERO DE CENTRALES B POR POTENCIA INSTALADA 3 0 0 1 0 2 0 0 1 0 1 0 1 1 0 0 0 0 14 0 2 4 6 8 10 12 14 16 ≤10 10.-20 20-30 30-40 40-50 50-60 60-70 70-80 80-90 90-100 100-110 110-120 120-130 130-140 140-150 150-160 160-170 170-180 >180 POTENCIA (MW) ESTUDIO ESTADÍSTICO Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 76 COMENTARIOS Queda claro que, como cabía esperar en el caso de las centrales AF, estamos hablando de instalaciones de potencias pequeñas, inferiores a 50 MW, salvo algún caso aislado, como el de la Central de Cofrentes, en Villa de Ves (Albacete), que se encuentra en la parte baja del río Júcar cercana ya a la desembocadura en el mar, donde el caudal es considerable. Este tipo de centrales es el que más se ajusta al rango de minicentrales hidroeléctricas, ajustándose a los requerimientos de producción en régimen especial marcados por el gobierno español. En el caso de las centrales M volvemos a toparnos con una gran diversidad, en coherencia con lo que habíamos venido observando anteriormente. Presentan un valor medio de potencia bastante superior a las AF, puesto que obtienen un gran rendimiento con caudales reducidos gracias al aumento del salto. En las centrales PP nos encontramos con un claro predominio de las potencias hasta 110 MW. Llama la atención el vacío entre los 450 y 800 MW, quizá debido a la dificultad de llevar a cabo obras de esa envergadura por motivos varios, como económicos, técnicos o constructivos Las dos instalaciones que superan este último tope son las de Aldeadávila I (la primera en producción de España y la segunda de Europa) y José María Oriol (que se nutre del que hasta 1990 era el mayor embalse de España), que son dos casos fuera de lo habitual por su tamaño. En contra de lo que podría parecer, existe una gran cantidad de centrales de pequeño tamaño (hasta 10 MW) en este apartado, lo que rompe la idea generalizada que asocia las centrales a pie de presa únicamente con instalaciones de gran envergadura. En las centrales B nos encontramos con un amplio abanico con predominio del rango entre 200 y 250 MW. El valor medio nos indica que las potencias deben de ser altas para que las centrales reversibles cumplan a la perfección su función de centrales reguladoras de la oferta y la demanda y del factor de potencia. Sólo tres de las centrales del listado parecen salirse de esta premisa. Dos de ellas, Gobantes (1947) y Urdiceto (1930) corresponden a centrales de antigua construcción, cuando las tecnologías no estaban tan desarrolladas y las variaciones de horas punta y valle no eran tan acentuadas como en la actualidad. El otro caso es el de la Central de San Rafael de Navallana (1991), cuya construcción no se realizó con fines ESTUDIO ESTADÍSTICO Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 77 energéticos, sino para regular el caudal del río Guadalquivir, por lo que su dimensionamiento se adaptó a las posibilidades existentes. PRODUCCIÓN CENTRALES AF • Total producción anual media: 4048,044 GWh/año • Producción media por central: 14,509 GWh/año • Relación entre producción y potencia instalada: 2,608 GWh/año por MW de potencia instalada. CENTRALES M • Total producción anual media: 5465,425 GWh/año • Producción media por central: 74,869 GWh/año • Relación entre producción y potencia instalada: 2,487 GWh/año por MW de potencia instalada. CENTRALES PP • Total producción anual media: 10608,389 GWh/año • Producción media por central: 163,206 GWh/año • Relación entre producción y potencia instalada: 1,755 GWh/año por MW de potencia instalada. CENTRALES B • Total producción anual media: 6317,84 GWh/año, de los cuales BP: 1269,222 GWh/año BM: 5048,618 GWh/año • Producción media por central: 263,243 GWh/año BP: 253,844 GWh/año BM: 265,717 GWh/año • Relación entre producción y potencia instalada: 1,149 GWh/año por MW de potencia instalada BP: 1,057 GWh/año por MW BM: 1,175 GWh/año por MW ESTUDIO ESTADÍSTICO Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 78 • Consumo total bombeo: 5117,619 GWh/año, de los cuales BP: 1836,029 GWh/año BM: 3281,59 GWh/año • Producción anual neta (Producción - Consumo bombeo): 1200,222 GWh/año, de los cuales: BP: -566,807 GWh/año BM: 1767,029 GWh/año • Producción neta media por central: 50,009 GWh/año BP: -113,361 GWh/año BM: 93,002 GWh/año • Relación entre producción neta y potencia instalada: 0,218 GWh/año por MW de potencia instalada BP: -0,472 GWh/año por MW BM: 0,411 GWh/año por MW ESTUDIO ESTADÍSTICO Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 79 COMENTARIOS Si atendemos a las producciones totales de cada grupo de centrales por tipos (diagrama 1), podemos sacar varias conclusiones a primera vista: El mayor porcentaje de la producción total (el 49 %) lo desarrollan las centrales a pie de presa, que suelen ser las instalaciones de mayor envergadura junto con las de bombeo. Si sumamos los porcentajes de todas las centrales con capacidad de regulación (pie de presa, mixtas y bombeo), obtenemos un abrumador porcentaje del 81 %, es decir, que el grueso de la producción lo obtenemos gracias a los caudales almacenados artificialmente. No obstante, el 19 % de la producción que corresponde a las centrales de agua fluyente, es una cifra nada desdeñable, teniendo en cuenta que en su mayoría son centrales de pequeño tamaño que dependen además del caudal existente en cada momento. La aportación de las centrales de bombeo (el 6 % del total) también es una cifra realmente importante considerando que su función principal no es la productiva. Las aportaciones naturales extra de las centrales de bombeo mixto propician que el saldo total sea positivo, haciendo que sean más versátiles que las de bombeo puro. PRODUCCIÓN ANUAL POR TIPOS DE CENTRALES 4048,044; 19% 5465,425; 26% 10608,839; 49% 1200,222; 6% AF M PP B Diagrama 1: Producción por tipo de central con respecto al total. ESTUDIO ESTADÍSTICO Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 80 Resulta interesante asimismo observar la representación gráfica de las cantidades de energía generadas por tipo de central y en relación a la potencia instalada (gráficos x.x y x.x), sobretodo si comparamos ambas. PRODUCCIÓN POR CENTRAL (GWh/año) 14,509 74,869 163,206 50,009 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 AF M PP B PRODUCCIÓN (GWh/año) POR MW DE POTENCIA INSTALADA 2,608 2,487 1,755 0,218 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 AF M PP B Llaman la atención las grandes diferencias que existen entre las producciones dependiendo de que sean referidas a cada instalación o a la potencia total instalada. La primera magnitud nos da más bien una idea de la capacidad productiva de las instalaciones pero sin tener en cuenta el tamaño de las mismas. ESTUDIO ESTADÍSTICO Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 81 Evidentemente, las centrales de agua fluyente son normalmente instalaciones de pequeño tamaño con una capacidad productiva reducida y cuyo destino principal suele ser el abastecimiento a núcleos de población cercanos. Sin embargo, su producción con respecto a la potencia instalada, es de una magnitud que se sitúa por encima de las centrales a pie de presa, lo que ya nos da indicios del buen nivel de rentabilidad que pueden presentar. En el extremo opuesto se encuentran las centrales a pie de presa, normalmente instalaciones de gran tamaño pensadas para aportar grandes cantidades de energía a la red, principalmente en los momentos de puntas de consumo. Como su cantidad de horas de funcionamiento suele estar regulada, esto limita su producción, lo que se observa claramente en el segundo gráfico. Las centrales mixtas, por su parte, como ya hemos ido viendo anteriormente, presentan un amplio abanico de diseños y tamaños. En cuanto a productividad, son las más eficientes, debido a que combinan la capacidad de regulación con un mejor aprovechamiento del caudal mediante el aumento de la altura del salto. A pesar de que ya hemos reiterado varias veces que la función principal de las centrales de bombeo no es la productiva en sí, lo cierto es que es importante apuntar el dato de que el saldo neto sea positivo, lo cual es significativo teniendo en cuenta que a pesar de todas las pérdidas que se producen debidas a los rendimientos de las máquinas, estas son compensadas con creces gracias a las aportaciones adicionales que se dan en las centrales de bombeo mixto. Este dato indica la gran importancia que tiene este subtipo de centrales por la flexibilidad que le dan al sistema. Aparte de todas las consideraciones hechas, lo cierto es que las centrales de bombeo, cuando se encuentran funcionando en su modalidad de central productora, van a presentar las mismas buenas cualidades que las centrales mixtas. ESTUDIO ESTADÍSTICO Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 82 TURBINAS Existen gran cantidad de esquemas publicados en los que se muestran los rangos de aplicación de cada tipo de turbina atendiendo al caudal aprovechable y el salto disponible basados en criterios teóricos de funcionamiento. Como muestra se expone uno de ellos a continuación: Ilustración 7: Aplicación de los distintos tipos de turbinas. Fuente: Wikipedia. Este tipo de esquemas pueden ser de utilidad para llegar a una orientación inicial a la hora de elegir el tipo más idóneo a utilizar en una nueva instalación, pero lo cierto es que en la práctica nos encontraremos muy a menudo en circunstancias en las cuales los valores se encuentran en zonas de aplicación de varios tipos de turbinas que se solapan o incluso fuera de los límites representados, por lo que cuando llegue el momento, tendremos que llevar a cabo un estudio específico de la situación. ESTUDIO ESTADÍSTICO Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 83 Ya que nosotros disponemos de un importante listado de centrales, vamos a mostrar una representación real de los puntos de aplicación de las turbinas de todas las instalaciones de las que se conoce este dato. PUNTOS FUNCIONAMIENTO TURBINAS 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 CAUDAL (m 3 /s) SALTO (m) KAPLAN SEMIKAPLAN BULBO HÉLICE FRANCIS-DERIAZ PELTON Para tener una imagen más nítida, podemos realizar un zoom, eliminando los puntos que excedan de los valores de 600 m de salto y 500 m 3 /s de caudal: PUNTOS DE FUNCIONAMIENTO TURBINAS 0 100 200 300 400 500 600 700 0 100 200 300 400 500 600 CAUDAL (m 3 /s) SALTO (m) KAPLAN SEMIKAPLAN BULBO FRANCIS-DERIAZ HÉLICE PELTON ESTUDIO ESTADÍSTICO Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 84 Podemos observar varios datos interesantes:  Las turbinas Kaplan se emplean en saltos reducidos y un amplio intervalo de caudales.  Las Semikaplan actúan en un rango mucho más reducido que las anteriores, sobretodo en cuanto a altura de salto.  Las turbinas bulbo, que no son sino una disposición especial de las Kaplan, también muestran un espectro de aplicación algo menor.  Las turbinas Francis muestran un amplísimo ámbito de aplicación, incluso en zonas que parecen monopolizadas por otros tipos de turbinas.  Las turbinas de Hélice no son demasiado utilizadas, ya que son un tipo intermedio entre las Francis y las Kaplan y lo habitual es usar alguna de estas dos. Su zona de aplicación se encuentra más bien dentro de las Kaplan.  Por último, las turbinas Pelton están claramente dedicadas a los grandes saltos con pequeño caudal. A continuación, veremos las gráficas de aplicación para cada tipo de centrales: CENTRALES AF PUNTOS FUNCIONAMIENTO TURBINAS AGUA FLUYENTE 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 CAUDAL (m 3 /s) SALTO (m) KAPLAN SEMIKAPLAN BULBO HÉLICE FRANCIS PELTON ASPECTOS ECONÓMICOS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 91 En la publicación Minicentrales hidroeléctricas editada también por el IDEA en 2006 se muestra la misma tabla con la diferencia de que la energía producida en el caso de central fluyente se estima en 15000 MWh/año y para el precio de venta de energía se considera el real en euros en el momento de la publicación (TMR=7,65 €). Seguidamente, se nos muestra una estimación del coste medio de generación por kWh para los rangos de potencia de hasta 10 MW y de 10 a 50 MW. Teniendo siempre en cuenta las limitaciones de este tipo de estimaciones al generalizar cuando ya hemos comentado que cada instalación tiene sus características propias a estudiar, lo cierto es que nos pueden venir bien para una primera toma de contacto particularizando, claro está, los parámetros al problema concreto que nos ataña. Más útiles todavía nos resultarán las indicaciones que se nos dan en la publicación Minicentrales hidroeléctricas citada anteriormente para analizar la rentabilidad de la futura explotación, mediante el cálculo de los siguientes parámetros: ASPECTOS ECONÓMICOS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 92 Período de retorno simple (tiempo que se tarda en recuperar la inversión) (€/año) anuales Gastos)-(Ingresos (€)Inversión .. =RP Índice de energía (coste por kWh generado) (kWh/año) producida Energía (€)Inversión .. =EI Índice de potencia (coste por kW de potencia instalada) (kW) instalada Potencia (€)Inversión .. =PI Una vez realizados los cálculos, los límites que se fijan para saber si la ejecución resulta rentable son los siguientes: Período de retorno: 8-12 años Índice de energía: 0,4-0,7 €/kWh Índice de potencia: 1500-2000 €/kW 5.2-CASOS TIPO PER Como conclusión, el PER ilustra la cuestión económica mediante el análisis de tres casos tipo por rango de potencias (menos de 10 MW, entre 10 y 25 MW, entre 25 y 50 MW), que si bien ofrece unos planteamientos muy concretos y limitados, sí que sirve para dar una imagen aproximada de la perspectiva actual y del futuro a corto plazo para ayudar a decidir si los proyectos deben de llevarse a cabo o no. Las exposiciones de los casos muestran unas directrices básicas de balances de ingresos y gastos teniendo en cuenta aspectos como la inversión inicial, gastos e ingresos anuales, vida útil, evolución de los precios de la electricidad, subvenciones o vías de financiación. A continuación se reproducen los tres casos tal y como se exponen en el PER. ASPECTOS ECONÓMICOS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 93 ASPECTOS ECONÓMICOS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 94 ASPECTOS ECONÓMICOS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 95 ASPECTOS ECONÓMICOS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 96 5.3-CASO REAL: PROYECTO DE MINICENTRAL HIDRÁULICA A continuación se procederá a analizar el caso concreto de una central hidroeléctrica que se encuentra en funcionamiento en la actualidad y de la cual disponemos de los datos del proyecto inicial, realizado en la década de los 90. Con objeto de evitar un uso fraudulento de los datos, se han omitido tanto el nombre de la central como la ubicación y el propietario. Los datos técnicos de la central son los siguientes: Tipo de central: Agua fluyente Potencia instalada: 4,05 MW Producción anual: 16 GWh/año Turbinas: 1 tipo Kaplan Los datos económicos del presupuesto se detallan en la siguiente tabla (valores en pesetas): OBRA CIVIL 299.892.195 OBRAS DE TOMA 17.364.619 TUBERÍA DE CONDUCCIÓN 30.687.840 NAVE Y PARQUE DE TRANSFORMACIÓN 50.604.104 CUENCO AMORTIGUADOR 22.500.913 COLECTOR 166.553.923 REPOSICIÓN CAMINO OBRA DE TOMA 320.393 PUENTE 11.860.403 EQUIPO HIDRÁULICO 94.277.022 VÁLVULA DE MARIPOSA 3.500.000 CAUDALÍMETRO 4.853.482 VÁLVULA HOWELL-BUNGER 16.000.000 ATAGUÍA 3.182.000 TURBINA KAPLAN 59.882.000 CHAPA ELEMENTOS AUXILIARES DE LA CONDUCCIÓN 4.859.540 BOMBAS (2) 2.000.000 EQUIPO ELÉCTRICO 75.065.000 ASPECTOS ECONÓMICOS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 97 GENERADOR SÍNCRONO 3.51 Kw, 333 r.p.m. 48.968.000 CABINA DE MEDIDA EN BARRAS 617.000 CABINA DE POSICIÓN DEL TRANSFORMADOR 2.324.000 CABINA DE MANIOBRA DEL TRANSFORMADOR 756.000 CABINA DE POSICIÓN DE MANIOBRA DEL GENERADOR 2.387.000 CABINA DE MEDIDA DEL GENERADOR 1.264.000 CABINA DE RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA DEL GENERADOR 1.237.000 CABINA TRANSFORMADOR EQUIPOS AUXILIARES 249.000 TRAFO SERVICIOS AUXILIARES 800.000 TRAFO DE POTENCIA 4000 kVA 66/6 kV 16.463.000 PARQUE EXTERIOR 7.632.000 SECCIONADOR DE LÍNEA 877.000 INTERRUPTOR DE LÍNEA 2.480.000 AUTOVÁLVULAS (3) 675.000 EQUIPO DE MEDIDA Y PROTECCIÓN DE LÍNEA 3.600.000 EQUIPO DE PROTECCIÓN 18.418.000 SISTEMA DE MANDO Y PROTECCIÓN 14.149.000 EQUIPO CARGADOR DE BATERÍAS 2.174.000 CIRCUITO DE FUERZA E ILUMINACIÓN 2.095.000 RED DE TIERRAS 921.000 LÍNEA DE INTERCONEXIÓN 1 km 4.911.000 EQIPOS CONTRA INCENDIOS 1.122.000 TOTAL EJECUCIÓN MATERIAL 502.238.217 11,00 % GASTOS GENERALES 55.246.204 6,00 % BENEFICIO INDUSTRIAL 30.134.293 EJECUCIÓN DEL ESTUDIO DE SEGURIDAD E HIGIENE 2.882.254 TOTAL PRESUPUESTO 590.500.968 ASPECTOS ECONÓMICOS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 98 En primer lugar, analizaremos los porcentajes de las partidas para ver si coinciden con lo apuntado en el PER. Obra civil → 299.892.195-50.604.104=249.288.091 Ptas.→ 42,22 % Grupo turbogenerador → 94.277.022+48.968.000+1.264.000+1.264.000=145.773.022 Ptas. → 24,69 % Equipos eléctricos, regulación, control y línea → 617.000+2.324.000+756.000+2.387.000+249.000+800.000+16.463.000 +50.604.104+7.632.000+18.418.000+921.000+4.911.000+1.122.000 =107.204.104 Ptas. → 18,15 % Los gastos de Ingeniería y Dirección de Obra no vienen especificados por separado, pero se supone que estarán incluidos en los gastos generales. Por lo demás, se puede decir que las cifras se aproximan bastante a lo especificado en el PER. Vamos a analizar ahora la rentabilidad del proyecto. Para los gastos anuales tomaremos los dos valores límite (4,5 y 6,1 cents. €/kWh) para obtener los dos valores extremos: P.R. max = (590.500.968/166,386)/[(0,0689-0,061)*16.000.000]=28 años P.R. min = (590.500.968/166,386)/[(0,0689-0,045)*16.000.000]=9 años Recomendaciones PER: 8-12 años I.E. = (590.500.968/166,386)/16.000.000 = 22,18 cents. €/kWh Recomendaciones PER: 40-70 cents. €/kWh I.P. = (590.500.968/166,386)/4.050 = 876,29 €/kW Recomendaciones PER: 1.500-2.000 €/kW Parece que, exceptuando el período de retorno simple que nos resulta de aplicar el gasto máximo, el resto de los parámetros nos indicarían que la inversión es rentable, incluso con valores por debajo de los recomendados, por lo tanto el proyecto era económicamente viable. CONCLUSIONES Y PERSPECTIVAS FUTURAS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 99 CAPÍTULO 6º: CONCLUSIONES Y PERSPECTIVAS FUTURAS. 6.1-CONCLUSIONES DERIVADAS DEL ESTUDIO. Con los datos obtenidos hasta ahora en el presente estudio, podemos sacar una serie de conclusiones que vamos a exponer a continuación y que nos darán una idea del funcionamiento del sistema hidroeléctrico y de su relación con el resto del sistema de producción eléctrica. En primer lugar, queda claro que cada tipo de central, además de tener unas características propias más o menos definidas en cuanto a constitución, parámetros fundamentales y producción eléctrica, tiene su propia función en el puzzle que supone un sistema hidroeléctrico. Como ya explicamos en el capítulo 2º, la importancia de cada conjunto de centrales no reside solamente en la capacidad de producción, sino también en el equilibrio que aporta al sistema productivo en el momento de ajuste a la oferta y demanda y la mejora del factor de potencia. Pasemos a analizar las ventajas e inconvenientes que tiene cada tipo de instalación. Como ya hemos visto, las centrales de agua fluyente nos ofrecen una buena opción en cuanto a inversión económica, puesto que se manejan unos costes contenidos con respecto a los rendimientos obtenidos. Esto hace posible la incursión en este mercado de pequeñas empresas (en comparación con las grandes productoras) dedicadas a la construcción y explotación, sobretodo de centrales de pequeñas potencias. Un buen aspecto a considerar en estos casos será la ampliación de la altura de salto, siempre que la orografía del terreno lo haga posible y el aumento de los costes lleve consigo un aumento proporcional de los beneficios. Este aumento de la altura del salto vemos que se aplica con muy buenos resultados en las centrales de tipo mixtas, donde se conjuga esta ventaja con la capacidad de regulación que ofrece el embalse. Es por esta razón que está tan extendido este tipo de centrales sobretodo en las zonas montañosas, donde el terreno nos permite un gran aumento de la altura mediante la instalación de tuberías forzadas. Las centrales a pie de presa, que suelen ser las de mayor tamaño en cuanto a potencia instalada, tuvieron una gran proliferación durante la segunda mitad del siglo pasado y su CONCLUSIONES Y PERSPECTIVAS FUTURAS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 100 principal desventaja en la actualidad es la limitación impuesta por los llamados caudales de mantenimiento, que pueden perjudicar a la optimización de la producción. Estas grandes centrales suponen, junto con las de bombeo, las de mayor influencia en las correcciones de oferta y demanda y factor de potencia, necesarias en las horas punta y valle, por lo que su ubicación cerca de grandes centros de producción (térmica o nuclear) sería la idónea. Por lo que respecta a las centrales de bombeo, ya hemos hablado con detenimiento de las que son realmente sus funciones principales en el sistema de la red eléctrica y la gran importancia que tienen en el equilibrio de este último. Claro está que su construcción será siempre llevada a cabo por grandes empresas productoras de energía, pues son las que necesitan de este equilibrio para optimizar sus instalaciones y por tanto, las que sacan verdaderos beneficios de estas inversiones, que, por otra parte, llevan consigo unos altos costes constructivos. Por último, es interesante hacer un pequeño apunte sobre los tipos de turbina. Ya habíamos hablado en la presentación teórica del estudio sobre el amplio rango de aplicación de la turbina Francis, pero una vez llevado a cabo el estudio estadístico, es cuando tomamos verdadera consciencia de la gran versatilidad de estas máquinas, que se adaptan a una enorme disparidad de alturas de salto y caudales y también a las variaciones de los mismos. Estas ventajas, unidas a su simplicidad y bajo coste, hacen que sea un tipo de turbina a considerar siempre para su instalación en todo tipo de centrales. 6.2-SITUACIÓN ACTUAL. La coyuntura actual muestra una apuesta decidida de los gobiernos e instituciones públicas por el incremento de la producción de las energías renovables y prueba de ello es el gran auge que han experimentado en los últimos años tecnologías como la biomasa o la solar, pero por encima de todas, la eólica. En el PER (Plan de Energías Renovables 2005-2010), ya se establecían los objetivos para ese período en cuanto a incremento de producción y potencia instalada, pero ¿se han cumplido en cuanto a la energía hidroeléctrica? En dicho documento se proyectaba un incremento de 450 MW en el rango de potencias hasta 10 MW, llegando en el año 2010 hasta 2.199 MW de potencia instalada. En el rango entre 10 CONCLUSIONES Y PERSPECTIVAS FUTURAS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 107 Es la segunda presa más grande del mundo, tras la de las tres gargantas de China. Ostenta el récord mundial de producción de energía anual, con 94.684.781 GWh producidos en 2008. Foto 16: Presa de Itaipú. Fuente: www.electrosector.com CONCLUSIONES Y PERSPECTIVAS FUTURAS Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 108 SITUACIÓN DE LA ENERGÍA HIDROELÉCTRICA EN ARAGÓN Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 109 CAPÍTULO 7º: SITUACIÓN DE LA ENERGÍA HIDROELÉCTRICA EN ARAGÓN. 7.1-BREVE HISTORIA DE LA HIDROELECTRICIDAD EN ARAGÓN. Se puede decir que la historia de la electricidad en España la inicia en Barcelona el farmacéutico Doménech, al utilizarla para iluminar su botica en el año 1852. La energía hidroeléctrica comenzaría su andadura en el año 1883 en Gerona, cuando al ingeniero gerundense Narcís Xifra y Masmitjà se le ocurrió acoplar una dinamo al Molino del Mercadal (actualmente Central del Molino) para realizar un pequeño ensayo de iluminación de la Rambla y de la Plaza del Vino. Los molinos, que hasta entonces se habían utilizado para la fabricación de harina, trapos, papel y pólvora, comenzaron a habilitarse para su uso en la producción eléctrica. La Central del Molino de Gerona sigue en funcionamiento en la actualidad gracias a su recuperación por el ayuntamiento en 1987. En 1876 se funda la primera empresa eléctrica española: Sociedad Española de Electricidad. En 1883 aparecen los primeros alumbrados públicos mediante electricidad en Zaragoza, comenzando a sustituir a los antiguos de aceite y gas. Hacia 1893 comienzan a aparecer las primeras empresas aragonesas comercializadoras de energía eléctrica: Electra Peral Zaragozana y Compañía Aragonesa de Electricidad. Ésta última fue la que llevó a cabo en 1894 la construcción de la que sería la primera central hidroeléctrica de Aragón, en el Molino de San Carlos, iniciando con ello la historia de la hidroelectricidad en la región. La central contaba con un salto de 6 metros y un caudal de 5 m 3 /s. Con una turbina de 300 CV de la empresa Averly, podía presumir de ser la más importante del país en ese apartado. En los años siguientes, la comunidad aragonesa fue pionera en cierto modo en el transporte de energía eléctrica. Como muestra se pueden apuntar tres acontecimientos reseñables: - En 1895 se instala la primera línea de distribución en corriente alterna polifásica de España y al mismo tiempo la mayor en potencia transmitida a nivel SITUACIÓN DE LA ENERGÍA HIDROELÉCTRICA EN ARAGÓN Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 110 mundial. Fue la Empresa Aragonesa de Alumbrado la que llevó a cabo el proyecto, que serviría para alimentar el alumbrado público y que contaba con una longitud de 5000 metros, que distribuían electricidad a 2300 V, 50 A y 46 Hz de frecuencia. - En 1901 se realiza el segundo ensayo europeo de transporte en corriente alterna, entre el Molino de San Carlos y la ciudad de Zaragoza, a 3 km de distancia. - En 1904 se llevan a cabo los primeros transportes a 30 kV de tensión de Europa, entre las centrales de Carcavilla y Marracos (río Gállego) y la ciudad de Zaragoza. Según un estudio estadístico, en el año 1901 se computaban en España un total de 859 centrales hidroeléctricas con una potencia de 127940 HP, de la que el 39% era de origen hidráulico. La potencia instalada en Aragón suponía un 4% del total del país entre ese año y 1904. En esa época, aparte de las pertenecientes a las dos primeras compañías nombradas anteriormente, cabe destacar la central hidroeléctrica de Estadilla (Huesca), de la sociedad ilerdense Eléctricas del Cinca, todas ellas con una potencia inferior a 1 MW. En 1907, las tres principales compañías zaragozanas(Electra Peral Zaragozana, Compañía Aragonesa de Electricidad y Empresa Aragonesa de Alumbrado) se fusionan formando las Sociedades Eléctricas Reunidas, que junto con Teledinámica del Gállego conformarán en 1911 la empresa Eléctricas Reunidas de Zaragoza (ERZ). En los años siguientes, ésta irá absorbiendo progresivamente las diferentes empresas emergentes de ámbito local y comarcal. En el año 1918 la Empresa Catalana de Gas abre la Central Hidroeléctrica de Seira (foto 17), un anticipo del gran desarrollo hidroeléctrico que experimentará el Alto Aragón durante la Primera Guerra Mundial debido a las inversiones de capital vasco, catalán y madrileño. De esta manera, Huesca se consolidará hasta la Guerra Civil como la segunda provincia de España tras Lérida en producción de energía hidroeléctrica. SITUACIÓN DE LA ENERGÍA HIDROELÉCTRICA EN ARAGÓN Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 111 Foto 17: Central de Seira (Huesca). Fuente: propia. Durante los años 20 y 30, la producción hidroeléctrica en Aragón sube a un ritmo muy superior a la media nacional, lo que va unido a la instalación de fábricas grandes consumidoras de electricidad como electroquímicas y electrometalúrgicas, propiciando el desarrollo de zonas como Sabiñánigo y Monzón. Para hacerse una idea de esta desigualdad, baste decir que en 1930 la potencia eléctrica total instalada en España ascendía a 1154 MW, siendo la producción hidroeléctrica el 81% del total. La potencia hidroeléctrica instalada en Aragón era de 210 MW. Tras la Guerra Civil, se produce en el país un período de desarrollo y modernización en el ámbito hidroeléctrico. Al mismo tiempo, el gobierno comienza su intervención en el sector eléctrico con la Empresa Nacional Calvo Sotelo (ENCASO) en 1942 y se crea Unidad Eléctrica, S.A. (UNESA) en 1944, que agrupará a las empresas de mayor importancia en el sector, entre las que se encuentran la mencionada ERZ y Energía e Industrias Aragonesas (EIASA). En el año 1944 comienza un período de sequía generalizada unida a una crisis de producción de energía eléctrica que se prolongará durante una década. El crecimiento de la demanda de energía provoca la aparición de nuevas empresas en SITUACIÓN DE LA ENERGÍA HIDROELÉCTRICA EN ARAGÓN Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 112 el sector, como las gubernamentales Empresa Nacional de Electricidad, S.A. (ENDESA) en 1944 y Empresa Nacional Hidroeléctrica Ribagorzana (ENHER) en 1946. Como segunda consecuencia de esta demanda, se acomete un Plan de Construcciones entre 1945 y 1949, cuyos objetivos son multiplicar por 4 la potencia instalada e incrementar la participación de las centrales térmicas. Para controlar todo el mercado energético emergente, se aprueba la Aplicación de Tarifas Tope Unificadas en 1953. En Aragón se acometen las obras de nuevas centrales hidroeléctricas, como es el caso de las de San José (1949), La Sarra (1954) y Escalés (1955). Sin embargo, tras la puesta en funcionamiento en 1950 de la Central Térmica de Aliaga, la hidroelectricidad deja de ser la primera fuente de producción a favor de la energía térmica. Dos años más tarde, en 1952, se inaugurará la Central Térmica de Escatrón. Foto 18: Turbina Francis de la Central de Sallent (Huesca), puesta en servicio en 1954. Fuente: propia. El gobierno español acomete en 1959 un Plan de Estabilización para aumentar la producción y el consumo y en 1960 aprueba la liberalización del comercio exterior de energía eléctrica y lleva a cabo el desarrollo de las redes de alta tensión. Comienza un amplio desarrollo de los ríos aragoneses, llegando en 1970 a una potencia SITUACIÓN DE LA ENERGÍA HIDROELÉCTRICA EN ARAGÓN Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 113 hidroeléctrica de 1175 MW y una producción de 3300 GWh. En 1964 comienza a funcionar la Central Hidroeléctrica de Mequinenza, que con sus 324 MW es la mayor de Aragón en potencia instalada hasta la actualidad; y en 1969 la de Ip, en Canfranc, primera central de bombeo de la comunidad. Los Planes Energéticos aprobados en España en 1975 y 1979 supondrían, entre otras medidas, una nueva potenciación de la hidroelectricidad; y el año siguiente será el de la repercusión en España de la crisis petrolífera del 73, que llegó con retraso y agravamiento debido a la delicada situación política del país. Así, se llevó a cabo entre 1975 y 1985 una reducción de la dependencia del petróleo y una explotación mayor del carbón nacional, así como la intervención estatal en la adaptación y transformación del sector eléctrico, lo que llevó a este a ser el impulso principal del desarrollo del país. Uno de los proyectos que se llevan a cabo es el de la Central Térmica de Andorra, que con sus 1050 MW de potencia instalada, hace que la energía térmica en Aragón pase a ser la fuente más importante en detrimento de la hidroeléctrica, que en 1985 alcanzaba ya una potencia total de 1475 MW y una producción de 3300 GWh. El Plan Energético Nacional de 1983 supondrá una modernización e integración de todas las redes de alta tensión, pasando a pertenecer a la sociedad Red Eléctrica Española. Debido a ello se construyen nuevas subestaciones de enlace adaptando los puntos de conexión entre las zonas de producción, como es el caso de Aragón. También a la hidroelectricidad en la región llega la modernización con la apertura de la central de bombeo de Moraléts que supone un ejemplo de funcionalismo. Sin adornos y con el edificio situado bajo tierra, se abastece mediante dos lagos artificiales (Llauset arriba y Baserca abajo), de manera que se turbina de lunes a viernes (cuando la demanda es mayor) y se bombea el agua de nuevo hacia arriba durante el fin de semana. Con el ingreso de España en la CEE (1986), aparece la necesidad de adecuar el sistema eléctrico nacional al del resto de los países europeos, lo que supondría a partir de entonces la aparición de nuevas legislaciones al respecto y un mayor énfasis en los temas medioambientales. Como respuesta a esto último, aparece en 1987 la Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA), que reúne en la actualidad a más de 350 empresas de toda España dedicadas a la explotación de los distintos tipos de energías renovables, entre ellas la minihidráulica. En el aspecto SITUACIÓN DE LA ENERGÍA HIDROELÉCTRICA EN ARAGÓN Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 114 legislativo, el gobierno aprueba en 1990 el Plan de Ahorro y Eficiencia Energética (PAEE) como una de las primeras medidas para conseguir la optimización de los recursos energéticos. En cuanto a la energía hidráulica, existen diversos factores que dificultan o imposibilitan la apertura de grandes centrales de nueva construcción. Los emplazamientos idóneos se encuentran ya explotados en su mayoría, el impacto social por el desalojo forzoso de núcleos de población es tenido en cuenta más que nunca antes y además la inversión necesaria y los plazos de amortización son demasiado elevados. Todo ello, unido al apoyo de las nuevas legislaciones y a los avances tecnológicos que posibilitan unos altos rendimientos productivos, ha impulsado el crecimiento del sector minihidráulico. En 1995, un año después de entrar en vigor el Plan Energético de Aragón, la potencia hidroeléctrica instalada en la Cuenca del Ebro era de 3670 MW, de los cuales 1447 MW se ubicaban en la región aragonesa, cifrándose la participación de la minihidráulica(potencia inferior a 10 MW) en 148 MW de potencia y 272,4 GWh de producción. En el año siguiente se instalarían 5 nuevas centrales con una potencia total de 16,885 MW, alcanzando a finales de 1997 una potencia total de 1521,113 MW(174,085 MW minihidráulica) y una producción de 3775,961 GWh (685,881 GWh minihidráulica). En 1998 se redactó el Plan de Energías Renovables de Aragón, que recientemente ha sido sustituido junto con el anteriormente citado por el nuevo Plan Energético de Aragón, con vigencia desde el año 2005 hasta el 2013, adecuándose mejor a las normativas europeas y españolas, como el Plan de Fomento de las Energías Renovables (PLAFER) de 1999. Éste pone especial énfasis en el apoyo e impulso a las energías renovables, haciendo referencia a las siguientes: eólica, biomasa, hidráulica y solar. Los objetivos marcados en estos y otros planes, al igual que en el Protocolo de Kyoto (1997) con respecto a las energías renovables y a la emisión de gases contaminantes son sumamente ambiciosos, por lo que queda un largo camino por recorrer. Lo que parece claro es que la energía minihidráulica tiene todavía mucho que aportar en este asunto. SITUACIÓN DE LA ENERGÍA HIDROELÉCTRICA EN ARAGÓN Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 115 7.2-CRONOLOGÍA. ARAGÓN ESPAÑA 1852 Primera aplicación práctica de electricidad: el farmacéutico Doménech ilumina su botica en Barcelona. 1876 Primera empresa eléctrica de España: Sociedad Española de Electricidad. 1883 Primeros alumbrados en Zaragoza 1883 Primera central hidroeléctrica de España: molino en el centro de Gerona para alumbrado público y dependencias municipales. 1893 Aparecen las primeras compañías productoras de electricidad: Electra Peral Zaragozana y Compañía Aragonesa de Electricidad. 1894 Primera central hidroeléctrica de Aragón: Molino de San Carlos. 1895 Primer transporte en corriente alterna polifásica de España para alumbrado público. 1901 Segundo ensayo mundial de transporte en alterna entre el Molino de San Carlos y Zaragoza (3 km). 1901 Estadística de centrales eléctricas: 859 centrales, con una potencia de 127940 HP (el 39% hidroeléctrica). 1904 Primeros transportes a 30 kV de tensión entre las centrales de Carcavilla y Marracos y Zaragoza. 1909 Construcción de la mayor línea eléctrica de Europa en tensión y longitud (60 kV y 250 km). 1911 Creación de ERZ. 1918 Central Hidroeléctrica de Seira. Años 20, 30 Crecimiento de la hidroelectricidad superi or a la media española. 1930 Potencia hidroeléctrica instalada: 210 MW. 1930 Potencia eléctrica instalada: 1154 MW ( el 81% hidroeléctrica). 1936 Potencia eléctrica instalada: 1491 MW. 1942 Creación de ENCASO (Empresa Nacional Calvo Sotelo). 1944 Creación de UNESA. Creación de ENDESA. SITUACIÓN DE LA ENERGÍA HIDROELÉCTRICA EN ARAGÓN Proyecto Fin de Carrera Escuela de Ingeniería Técnica Industrial de Zaragoza 116 ARAGÓN ESPAÑA 1946 Creación de ENHER (Empresa Nacional Hidroeléctrica Ribagorzana). 1949 Central Hidroeléctrica San José. 1950 Central Térmica de Aliaga (la termoelectricidad supera a la hidroelectricidad). Potencia hidroeléctrica: 437 MW. 1952 Central Térmica de Escatrón. 1953 Aplicación de Tarifas Tope Unificadas. 1954 Central Hidroeléctrica de La Sarra. 1955 Central Hidroeléctrica de Escalés. 1959 Plan de estabilización. Años 60 Amplio desarrollo de la hidroelectricidad en los ríos Aragoneses. 1960 Liberalización del comercio exterior de energía eléctrica. Desarrollo de la red de alta tensión. 1964 Central Hidroeléctrica de Mequinenza (la mayor de Aragón en potencia instalada). 1969 Central Hidroeléctrica de Ip (central de bombeo). 1975 Planes Energéticos (suponen una potenciación de la hidroelectricidad) 1980 Central Térmica de Andorra (la energía térmica adquiere más importancia que la hidráulica). 1991 Nuevas instalaciones en la Central Térmica de Escatrón (80 MW). 1982 Estudio de Identificación y Evaluación de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas Existentes y de Nueva Planta en Aragón. 1983 Plan Energético Nacional. 1985 Publicación de resultados de la Identificación y Evaluación de Nuevos Emplazamientos. Central Hidroeléctrica de Moraléts. 1986 España ingresa en la C.E.E. 1987 Creación de la APPA (Asociación de Productores de Energías Renovables). 1990 Estadística del MOPU. Potencia hidroeléctrica: 1481,5 MW. Energía producida:2397,3 GWh/año 1990 PAEE (Plan de Ahorro y Eficiencia Energética).