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La ULPGC propone un modelo energético para Gran Canaria orientado a descarbonizar el sistema eléctrico
Investigadores del Departamento de Ingeniería de Procesos ofrecen configuraciones basadas en las presas de Chira, Soria y Cueva de Las Niñas
Investigadores del Departamento de Ingeniería de Procesos de la Universidad de Las Palmas de Gran Canaria han planteado dos nuevas propuestas energéticas para la isla basadas en el aprovechamiento hidroeléctrico reversible (una instalación de almacenamiento de energía que tiene dos embalses de agua, a cotas diferentes), en un estudio en el que comparan estas configuraciones alternativas con la que está actualmente en construcción en las presas de Chira-Soria.
El trabajo plantea una primera solución integrada que conecta las presas de Chira y Cueva de Las Niñas, utilizando conjuntamente ambas infraestructuras como embalse superior de mayor capacidad y manteniendo la presa de Soria como embalse inferior; la segunda, propone la operación sincronizada de dos centrales hidroeléctricas reversibles independientes: la ya existente Chira-Soria, y la nueva propuesta denominada “Cueva de Las Niñas-Soria”.
Es esta última propuesta la que ofrece mejores resultados para alcanzar una completa descarbonización del sistema eléctrico insular, según la evaluación técnica, energética, ambiental y económica de las tres configuraciones, hecha mediante simulaciones, análisis hidráulicos y energéticos, y estimaciones de impacto climático. No obstante, los autores advierten de que esta vía es también más costosa y requiere una potencia renovable instalada notablemente superior.
Los investigadores destacan que el trabajo no se limita a analizar el proyecto en curso en Chira-Soria sino que propone alternativas que no forman parte del diseño previsto, con un enfoque específico para sistemas eléctricos insulares aislados, cuyas características son muy concretas respecto a otros sistemas dado que carecen de interconexiones y son más vulnerables a las fluctuaciones de las renovables. De igual modo, el trabajo integra múltiples aspectos y dimensiones en el análisis, partiendo de los datos reales de 2023 como caso de estudio, lo que ofrece resultados más cercanos a la realidad operativa, y además analiza aspectos que van más allá del almacenamiento, como la estabilidad de la red o la resiliencia del propio sistema.
Gran Canaria, a pesar de la creciente penetración de energías renovables, depende en buena medida de combustibles fósiles para cubrir sus necesidades energéticas. La variabilidad propia de las renovables exige soluciones de almacenamiento a gran escala que garanticen la estabilidad del sistema y permitan, a la vez, avanzar hacia el objetivo de la descarbonización.
La revista Journal of Energy Storeage ha dado a conocer los resultados de este trabajo de investigación que lleva la firma de Federico León Zerpa, Juan Carlos Lozano Medina, Carlos Mendieta Pino y Alejandro Ramos Martín, todos adscritos al Departamento de Ingeniería de Procesos de la ULPGC.
Investigadores del Departamento de Ingeniería de Procesos de la Universidad de Las Palmas de Gran Canaria han planteado dos nuevas propuestas energéticas para la isla basadas en el aprovechamiento hidroeléctrico reversible (una instalación de almacenamiento de energía que tiene dos embalses de agua, a cotas diferentes), en un estudio en el que comparan estas configuraciones alternativas con la que está actualmente en construcción en las presas de Chira-Soria.
El trabajo plantea una primera solución integrada que conecta las presas de Chira y Cueva de Las Niñas, utilizando conjuntamente ambas infraestructuras como embalse superior de mayor capacidad y manteniendo la presa de Soria como embalse inferior; la segunda, propone la operación sincronizada de dos centrales hidroeléctricas reversibles independientes: la ya existente Chira-Soria, y la nueva propuesta denominada “Cueva de Las Niñas-Soria”.
Es esta última propuesta la que ofrece mejores resultados para alcanzar una completa descarbonización del sistema eléctrico insular, según la evaluación técnica, energética, ambiental y económica de las tres configuraciones, hecha mediante simulaciones, análisis hidráulicos y energéticos, y estimaciones de impacto climático. No obstante, los autores advierten de que esta vía es también más costosa y requiere una potencia renovable instalada notablemente superior.
Los investigadores destacan que el trabajo no se limita a analizar el proyecto en curso en Chira-Soria sino que propone alternativas que no forman parte del diseño previsto, con un enfoque específico para sistemas eléctricos insulares aislados, cuyas características son muy concretas respecto a otros sistemas dado que carecen de interconexiones y son más vulnerables a las fluctuaciones de las renovables. De igual modo, el trabajo integra múltiples aspectos y dimensiones en el análisis, partiendo de los datos reales de 2023 como caso de estudio, lo que ofrece resultados más cercanos a la realidad operativa, y además analiza aspectos que van más allá del almacenamiento, como la estabilidad de la red o la resiliencia del propio sistema.
Gran Canaria, a pesar de la creciente penetración de energías renovables, depende en buena medida de combustibles fósiles para cubrir sus necesidades energéticas. La variabilidad propia de las renovables exige soluciones de almacenamiento a gran escala que garanticen la estabilidad del sistema y permitan, a la vez, avanzar hacia el objetivo de la descarbonización.
La revista Journal of Energy Storeage ha dado a conocer los resultados de este trabajo de investigación que lleva la firma de Federico León Zerpa, Juan Carlos Lozano Medina, Carlos Mendieta Pino y Alejandro Ramos Martín, todos adscritos al Departamento de Ingeniería de Procesos de la ULPGC.
Fuente: ULPGC Noticias
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