Combinación de centrales hidroeléctricas de bombeo con energía fotovoltaica flotante

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Científicos de la Universidad Politécnica de Milán (Politecnico di Milano) han llevado a cabo una optimización tecnoeconómica para la adición de energía fotovoltaica flotante (FPV, por sus iniciales en inglés) a tres centrales hidroeléctricas de bombeo (PHS) existentes en el país.

«En este trabajo, hemos incluido varios efectos que se han pasado por alto en la literatura, en particular la reducción de la tasa de evaporación de la cuenca de agua, la influencia de la variación de la temperatura de las células solares debido a la presencia de agua, y el impacto de la operación de carga parcial de las bombas y turbinas en las centrales hidroeléctricas», dijo el autor correspondiente Dr. Matteo Catania a pv magazine. «Al evaluar estos efectos, proponemos una estrategia de funcionamiento novedosa para las centrales hidroeléctricas de bombeo, que podría dar lugar a mejoras drásticas del rendimiento».

La optimización se formuló como un modelo de programación lineal entera mixta (MILP), que busca la mejor solución utilizando variables continuas y enteras bajo restricciones lineales.

«Aplicando este modelo a diferentes plantas, pretendemos obtener conclusiones más amplias sobre la viabilidad económica de integrar FPV con PHS», afirma el equipo. «Los resultados obtenidos de nuestro análisis tienen importancia más allá de las centrales específicas estudiadas, ya que pueden extrapolarse a numerosas instalaciones hidroeléctricas situadas en regiones geográficas que comparten características similares a Italia».

Las tres centrales PHS analizadas fueron Bargi, en el norte de Italia, Capriati, en el centro-sur, y Taloro, situada en la isla de Cerdeña. Basándose en la relación entre el FPV máximo instalable y la capacidad de potencia de la bomba más pequeña, los investigadores han establecido una métrica de parámetro de potencial de integración (PPI) para cada planta, que refleja su presunta viabilidad y eficiencia. En este caso, Taloro demostró el mayor PPI, Capriati el menor, y Bargi se sitúa en un punto intermedio.

En concreto, Taloro tiene una capacidad de bombeo de 280 MW, un volumen de cuenca aguas arriba de 60,50 Mm³, un volumen de cuenca aguas abajo de 18,80 Mm³, una superficie de cuenca aguas abajo de 0,82 km² y una irradiancia media anual de 182,83 W/m². Capriati tiene una capacidad de bombeo de 113 MW, un volumen de cuenca aguas arriba de 8,55 Mm³, un volumen de cuenca aguas abajo de 4,80 Mm³, una superficie de cuenca aguas abajo de 0,11 km² y una irradiancia media anual de 178,60 W/m². Bargi tiene una capacidad de bombeo de 330 MW, un volumen de cuenca aguas arriba de 6,28 Mm³, un volumen de cuenca aguas abajo de 43,85 Mm³, una superficie de cuenca aguas abajo de 1,50 km² y una irradiancia media anual de 156,29 W/m².

Con esos parámetros, entre otros, como entradas, el algoritmo MILP se ejecuta en el software Pyomo. Como salida, el modelo ha proporcionado los resultados preliminares del funcionamiento de la planta, así como la capacidad óptima del FPV. En todos los casos, la FPV se instaló únicamente en la cuenca inferior utilizando paneles de 440 W con una eficiencia del 20,39%.

«Para cada planta, se consideraron cuatro casos para la investigación», añadieron los académicos. «Las configuraciones fueron PHS solo (caso 1), PHS con FPV conectado sólo a las bombas (caso 2), PHS con FPV conectado a la red y a las bombas (caso 3), y PHS y PV en tierra separados (caso 4). El caso 1 representa el funcionamiento del PHS sin instalación de FPV y se utiliza como referencia; el caso 4 pretende comparar el funcionamiento del PHS y un campo FV instalado en el suelo».

En la planta de Bargi, la optimización demandó una capacidad fotovoltaica de 305,84 MW en los casos 2-4; Taloro demandó 167,19 MW en los casos 2-4; mientras que la planta de Capriati demandó una capacidad de 22,43 MW en los casos 3 y 4, y ninguna fotovoltaica para el caso 2. «La instalación de paneles FPV evita que se evapore entre el 8% y el 18% del agua de la cuenca inferior, ahorrando millones de metros cúbicos al año y aumentando potencialmente la productividad del PHS», añadió el equipo.

En cuanto a los resultados de rendimiento, el equipo se centró en los casos 2 y 3. El caso 2 tuvo un valor actual neto (VAN) de 50 millones de euros (52 millones de dólares), 15 millones de euros y 153 millones de euros para Bargi, Capriati y Taloro, respectivamente. La cobertura mínima de la cuenca era del 60%, más del 100% y el 10%, respectivamente. El caso 3 tuvo un VAN de 168 millones de euros, 29 millones de euros y 194 millones de euros para Bargi, Capriati y Taloro, respectivamente. La cobertura mínima de la cuenca fue del 20% para todas las plantas PHS del caso 3.

«Los resultados de los análisis muestran que la integración de FPV en un sistema PHS mejora su rendimiento económico. La posibilidad de instalar FPV se aprovecha siempre para todas las centrales de Taloro y Bargi, mientras que para Capriati sólo se aprovecha si es posible vender electricidad a la red», señalaron los investigadores. «En conclusión, este trabajo muestra el alto potencial de la integración FPV-PHS presentando un sistema prometedor que puede ayudar a cumplir los ambiciosos objetivos fijados para la transición energética».

Su análisis se presentó en «Techno-economic optimization of pumped hydro storage plants integrated with floating photovoltaic» (Optimización técnico-económica de plantas de almacenamiento hidroeléctrico por bombeo integradas con energía fotovoltaica flotante), publicado en Applied Energy.

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