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Los trabajos de investigación han avanzado considerablemente en este primer año del proyecto, gracias a las contribuciones de los socios de HY4RES. Descubra a continuación los avances científicos llevados a cabo bajo la contribución y supervisión de la Profesora Helena M. Ramos, miembro del Instituto Superior Técnico de Lisboa.
Este trabajo de investigación se centró en los diversos aspectos del desarrollo del modelo HY4RES de sistemas híbridos de energías renovables, como la comparación de métodos, la optimización de soluciones energéticas híbridas y el análisis de casos prácticos.
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Esta investigación desarrolló sistemas renovables híbridos integrados inteligentes para pequeñas comunidades energéticas y los aplicó a un sistema real para lograr la autosuficiencia energética y promover la generación de energía descentralizada sostenible. Compara configuraciones autónomas y conectadas a la red utilizando un modelo matemático optimizado desarrollado y una optimización basada en datos, con un análisis económico de varias combinaciones renovables (fotovoltaica, eólica, PHS*, BESS** y red) para buscar la solución óptima.
Se desarrollaron cuatro casos: dos autónomos (SA1: FV + Eólica + PHS*, SA2: FV + Eólica + PHS* + BESS**) y dos conectados a la red (GC1: FV + PHS* + Red, GC2: Eólica + PHS* + Red).
GC2 es la más económica, con un flujo de caja estable (-123,2 euros anuales), bajos costes de CO2 (367,2 euros) y un 91,7% de independencia de la red, ya que requiere 125 kW de potencia instalada.
Mientras que las opciones GC tenían inversiones iniciales más bajas (entre 157.000 y 205.000 euros), las configuraciones SA ofrecían menores costes nivelados de la energía (LCOE***), que oscilaban entre 0,039 y 0,044 euros/kWh. La integración de la acumulación hidroeléctrica por bombeo aumenta la independencia energética, ya que soporta picos de carga de hasta dos días con una capacidad de almacenamiento de 2,17 MWh.
Esta propuesta introduce una metodología novedosa que aborda las crecientes demandas de riego impulsadas por el cambio climático y el crecimiento urbano. Zonas tradicionalmente con escasez de agua se enfrentan ahora a graves déficits hídricos, mientras que los volúmenes de aguas residuales de las depuradoras, que a menudo se vierten al mar, contribuyen a la contaminación.
La estrategia de sistema híbrido propuesta reasigna de forma innovadora 33 hm 3 de agua anuales a comunidades agrícolas, empleando un enfoque de vertido cero para prevenir la contaminación marina. Evaluada desde las perspectivas energética, medioambiental y social, esta metodología muestra una notable relación coste-beneficio superior a 12, lo que demuestra su viabilidad. Presenta indicadores técnicos para optimizar la distribución del agua y componentes reguladores, aplicados eficazmente a 28.424 ha de tierras agrícolas.
Esta estrategia satisface el 24,1 % de las necesidades de regadío de estas regiones, al tiempo que protege las zonas costeras de la degradación. Además, integra 11,3 GWh de energía renovable al año, lo que subraya su sostenibilidad y mejora su replicabilidad en otras regiones con déficit hídrico.
Esta investigación trata de abordar la brecha existente entre los fundamentos teóricos de los sistemas híbridos de energía renovable y su aplicación práctica a diferentes escalas mediante un nuevo Modelo Conceptual de Energía Híbrida (COHYBEM). El objetivo principal era desarrollar un modelo multivariable que permitiera un nuevo análisis tecnoeconómico completo y exhaustivo del rendimiento de posibles sistemas híbridos de energía renovable a diferentes escalas.
El objetivo es evaluar la influencia de parámetros críticos cambiando parámetros clave en el modelo desarrollado e identificando sus impactos. Abarca análisis de big data, simulación y optimización de soluciones energéticas híbridas, combinando fuentes de energía eólica, solar e hidroeléctrica con la tecnología de almacenamiento energético de almacenamiento hidroeléctrico por bombeo.
La investigación también denota el frente de Pareto con el aumento de la potencia instalada, para la máxima eficiencia y la demanda total satisfecha por Wind + PVSolar y por Hydro converge a un porcentaje mayor, mientras que un mínimo de residuos por Wind + PVSolar también está progresando hacia el aumento de las escalas. En términos de costes de inversión para los 243 casos de estudio analizados, varía entre 45 k € de valor actual (VAN) entre 18 y 600 k de escala analizada.
Esta investigación presenta un enfoque multicriterio para la mejor solución híbrida de suministro de agua de un sistema hidroeléctrico de bombeo-almacenamiento (PSH) multipropósito, utilizando el método de Gradiente Reducido Generalizado (GRG) en Solver, con el proceso de optimización considerando factores clave, como el Valor Actual Neto (VAN), el número de dispositivos de conversión de energía, la producción de energía renovable, la disponibilidad de fuentes, las capacidades de los embalses, las restricciones topográficas y las tarifas energéticas.
La metodología combina una revisión bibliográfica, el desarrollo metodológico y aplicaciones de aprendizaje automático para sistemas híbridos agua-energía. Los resultados indican que las soluciones basadas únicamente en energía solar son insuficientes en escenarios de alto potencial hidroeléctrico, mientras que la integración de turbinas eólicas mejora significativamente la producción de energía y la rentabilidad al generar energía excedente para la venta a la red. El momento de la venta de energía y la incorporación del almacenamiento en baterías también influyen en el VAN, que puede superar los 180 millones de euros. La energía eólica contribuye a una rentabilidad continua y a un rendimiento optimizado del sistema, especialmente en regiones aisladas. El sistema PSH puede gestionar 130.000 metros cúbicos de agua al día, almacenar 25 MWh de energía y reducir las emisiones de CO 2 en más de 18.000 toneladas al año.
Estas conclusiones ponen de relieve la importancia de las energías renovables, como la eólica, y de una gestión operativa eficaz. Aumenta la viabilidad económica y la sostenibilidad medioambiental de los sistemas híbridos de agua y energía.
Se realizó una revisión bibliográfica exhaustiva sobre los efectos de la oscilación de la superficie libre en canales abiertos, destacando los riesgos de aparición de ondas de oleaje positivas y negativas que pueden provocar el desbordamiento. Se desarrollaron análisis experimentales centrados en la inestabilidad del flujo debida a constricciones, bloqueos de compuertas y puesta en marcha y parada de centrales hidroeléctricas.
Un dique de contención en el extremo aguas abajo de un túnel o canal proporciona las condiciones adecuadas para la entrada de la tubería forzada y regula la demanda temporal de las turbinas. En ensayos con un caudal de 60 a 100 m3/h, se analizaron los efectos de un flujo gradual y rápidamente variable en el perfil de la superficie libre. La energía específica y el momento total se utilizan en la caracterización matemática de los límites a lo largo del perfil de agua de superficie libre. Una parada repentina de la turbina o un cierre repentino de una compuerta o válvula pueden provocar una perforación hidráulica y el rebase del muro de la infraestructura. Al mismo tiempo, un controlador PID, si se programa adecuadamente, puede reducir la inundación entre un 20% y un 40%. La inundación se limita a 0,8 m a partir de una amplitud inicial de 2 m, con un tiempo de onda de disipación de entre 25 y 5 s, según las condiciones del caudal y los parámetros de las características del PID.
Esta investigación explora la relación entre la capacidad de almacenamiento de energía hidroneumática y la eficiencia y flexibilidad de los sistemas híbridos de energía en soluciones hidroenergéticas. Se presenta una nueva metodología que incluye modelos matemáticos, recopilación de datos experimentales y simulaciones hidráulicas mediante modelos CFD 1D y 2D para la modelización hidroneumática.
Se obtuvo una eficiencia de almacenamiento de energía prometida en torno al 30-50 % a pequeña escala de laboratorio. La optimización de sistemas híbridos mediante algoritmos Solver y Python con diversas funciones objetivo permite elegir diseños óptimos adaptados a necesidades específicas como el suministro de agua potable, el riego o los procesos industriales.
Los depósitos hidroneumáticos surgen como una solución de almacenamiento eficaz, que combina el almacenamiento por bombeo y la energía hidroeléctrica en un solo circuito. Cuando se integran con fuentes renovables, como la energía solar (fotovoltaica) y la eólica, ofrecen un sistema de gestión de la energía flexible y duradero, aplicable en distintos sectores hidroenergéticos para apoyar los Objetivos de Desarrollo Sostenible. Un estudio de caso con una asignación de agua de 4,8 Mm 3 /año, que produce 1000 MWh de energía hidroeléctrica y 13500 MWh de energía solar, logró una fiabilidad del agua del 100 % y un flujo de caja a 25 años de 2,5 millones de euros.
Una nueva metodología, denominada modelos HY4RES, incluye soluciones energéticas híbridas (HES) basadas en la disponibilidad de fuentes renovables, para 24 h de asignación de agua, utilizando WaterGEMS 10.0 y PVGIS 5.2 como cálculos auxiliares.
El diseño de la optimización se ha realizado utilizando Solver, con programación no lineal/evolutiva GRG, y Python, con el algoritmo genético de ordenación no dominante (NSGA-II). El estudio incluye la implementación de complejos algoritmos multiobjetivo y multivariable con diferentes fuentes renovables, como la energía solar fotovoltaica, la energía de almacenamiento hidroeléctrico por bombeo (PHS), la energía eólica, la energía de conexión a red o la energía de baterías, así como análisis de sensibilidad y comparaciones de los modelos de optimización.
Las asignaciones de agua más elevadas dependían en gran medida de la energía de la red, especialmente por la noche, cuando la energía solar no estaba disponible. Para un caso práctico de necesidades de agua de riego de 800 y 1000 m3/ha, la red no es necesaria, pero para 3000 y 6000 m3/ha, la energía de la red aumenta considerablemente, alcanzando 5 y 14 GWh anuales, respectivamente. Cuando también se integra la energía eólica, por la noche, permite reducir el uso de energía de la red en un 60% para 3000 m3/ha de asignación de agua, lo que arroja un flujo de caja positivo a lo largo de la vida (284.781 euros). Si se sustituye la red por baterías, se carece de un respaldo sólido y se tiene dificultades para satisfacer las elevadas necesidades de agua y energía. Económicamente, FV + eólica + PHS (almacenamiento hidroeléctrico por bombeo) + energía de la red es la solución más atractiva, ya que reduce la dependencia de fuentes auxiliares y se beneficia de las ventas a la red.
Se ha desarrollado una nueva metodología para los sistemas energéticos híbridos (HES), a saber, el modelo HY4RES, adaptado al sector del agua, que abarca funciones objetivo de energía híbrida y apoyo a la red o a la batería mediante algoritmos de optimización en Solver, MATLAB y Python, con métodos evolutivos. HOMER se utiliza para microrredes híbridas y permite compararlo con HY4RES, el nuevo modelo desarrollado. Ambos modelos demostraron flexibilidad en la optimización de soluciones híbridas renovables.
Este estudio analizó un sistema de riego de 3000 m3/ha sin energías renovables (caso base) y el sistema propuesto, con energía solar fotovoltaica y almacenamiento hidroeléctrico por bombeo para maximizar el flujo de caja durante 25 años).
Caso 1- 3000 m3/ha presenta beneficios debido a que la energía fotovoltaica suministra aproximadamente el 87% de la energía, reduciendo la dependencia de la red al 13%. El almacenamiento hidroeléctrico por bombeo (PHS) se carga con el exceso de energía solar, garantizando el riego las 24 horas del día. Los análisis de sensibilidad de los casos 2-1000 y 3-6000 m3/ha pusieron de manifiesto las ventajas y limitaciones de la gestión hidroenergética y la optimización del sistema. El caso 2 fue el más económico debido a las menores necesidades de agua-energía con notables ventas de energía (73,4%) y sin necesidad de la red. El caso 3 supuso un aumento de los costes de explotación, ya que dependía en gran medida de la energía de la red (61%) y la fotovoltaica sólo aportaba el 39%. El almacenamiento hidroeléctrico por bombeo (PHS) redujo significativamente los costes de explotación y aumentó la flexibilidad del sistema vendiendo el exceso de energía a la red.
Las infraestructuras hídricas del mundo adolecen de ineficiencias, como el elevado consumo de energía y las pérdidas de agua debidas a prácticas de gestión inadecuadas y a una débil regulación de la presión, lo que provoca frecuentes pérdidas de agua y energía. Esto pone a prueba los recursos hídricos y energéticos vitales, especialmente ante el agravamiento de los retos del cambio climático y el crecimiento demográfico.
Se presenta un método novedoso que integra microcentrales hidroeléctricas, con bombas como turbinas (PATs), en la red de agua de la ciudad de Funchal. Los análisis de sensibilidad evaluaron la respuesta de la microrred a las variaciones en el coste de los componentes energéticos, mostrando resultados favorables con un valor actual neto (VAN) positivo. La energía solar fotovoltaica y las microturbinas eólicas instaladas exclusivamente en los emplazamientos PRV seleccionados dentro de la red hidroeléctrica de Funchal generan conjuntamente 153 y 55 MWh/año, respectivamente, complementando los 406 MWh/año generados por las PAT. Cabe señalar que las PAT presentan sistemáticamente el menor coste de la electricidad (LCOE***), lo que confirma su viabilidad económica y su eficiencia en diferentes escenarios, incluso después de tener en cuenta las reducciones de las fuentes de energía alternativas y los costes de infraestructura de la red.
*PHS: Almacenamiento hidroeléctrico por bombeo
**BESS: Sistemas de almacenamiento de energía en baterías
***LCOE: Levelized Cost Of Energy (Coste nivelado de la energía) – Métrica para medir el coste medio de la generación de electricidad a lo largo de la vida útil de un activo energético
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