COMPLEJO HÍBRIDO DE ENERGÍAS RENOVABLES CON PLANTA DE ALMACENAMIENTO EN LA FRONTERA NORTE

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COMPLEJO HÍBRIDO DE ENERGÍAS
RENOVABLES CON PLANTA DE
ALMACENAMIENTO EN LA FRONTERA
NORTE
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA ELÉCTRICA
GERARDO HIRIART LE BERT
DOCTOR EN INGENIERÍA MECÁNICA
26 de MARZO DE 2015
MÉXICO, D.F.

COMPLEJO HÍBRIDO DE ENERGÍAS RENOVABLES CON PLANTA DE ALMACENAMIENTO EN LA FRONTERA
NORTE
Contenido
RESUMEN EJECUTIVO ............... . ...... . .................................................................................. 3
PALABRAS CLAVE............................................................................................................... 5
INTRODUCCIÓN 6
ENERGÍA GEOTÉRMICA.......................................................................................................9
INNOVACIÓN EN ENERGÍA GEOTÉRMICA CON TECNOLOGÍAS BINARIAS, PERFORACIÓN HORIZONTAL E
INCORPORACIÓN DE ENERGÍA SOLAR. ................... ... . ................................. . ....... ................................9
S. ENERGÍA EÓLICA 15
LA RUMOROSA, UNA REGIÓN CON ALTO POTENCIAL EÓLICO. ............... . ........................ . ....................... 15
ENERGÍAHIDRÁULICA ......................................................................................................17
APROVECHAMIENTO DE LA ENERGÍA HIDRÁULICA DE CANALES DE RIEGO ........................................... .. ..... 17
ENERGÍA MAREOMOTRIZ .... . .......... . ............. ..................... .................................... . .... . ..... 23
APROVECHAMIENTO DE LAS MAREAS DEL ALTO GOLFO DE CALIFORNIA. UN ESQUEMA NO INVASIVO Y DE
DESPACHO CONTROLADO DE LA ENERGÍA. ...... . ........................... . ...................... .... ........ ................... 23
SISTEMA DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA ............................................... . ................... 32
APROVECHAMIENTO DEL VOLCÁN CERRO PRIETO EN UN SISTEMA DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA ............. 32
CONCLUSIONES ...................................... . .................... ........ ........ ..................................... 38
REFERENCIAS 39
BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................................41
RECONOCIMIENTOS 42
BREVE CURRÍCULUM VITAE 43
Especialidad: Ingeniería Eléctrica 2

NORTE
1. RESUMEN EJECUTIVO
La abundancia de energías renovables en la frontera norte del país hace
pensar que prácticamente toda la energía eléctrica producida en la zona
pudiera ser limpia y sin emisiones. Sin embargo, no se ha desarrollado
por tres razones principales: se desconoce el potencial y las tecnologías
más modernas de varias de ellas; el costo de las renovables es más alto
que las de ciclo combinado con gas natural y; la generación es
generalmente intermitente, salvo la geotérmica.
En este trabajo se presenta un arreglo híbrido basado en varios
módulos: 10 MW de generación geotérmica combinada con solar, 10 MW
de eólica, 4 MW de minihidráulicas y 9 MW de mareas, complementados
con una planta de almacenamiento por rebombeo, capaz de generar 20
MW en las horas de máxima demanda. El alcance del trabajo no es
definitivo, ya que no incorpora los estudios de impacto social y
ambiental, que aunque son menores en estos casos, siempre revisten
una faceta primordial en los proyectos. Tampoco presenta un detalle
económico de las opciones, ya que primero es indispensable conocer la
viabilidad técnica; pero sí hace énfasis en tres aspectos: i) las
tecnologías, u) la incorporación de importantes innovaciones
tecnológicas y iii) el funcionamiento coordinado de las fuentes de
generación para satisfacer una curva de demanda horaria de energía.
Las tecnologías consideradas son: La geotérmica, ampliamente conocida
en el país, reducida en este estudio a la instalación de una planta de
ciclo binario de 10 MW para aprovechar la zona norte de Cerro Prieto 1
donde CEE ya dio de baja las centrales por decaimiento de la presión y
temperatura del yacimiento. A esta planta modular, se le incorpora
energía solar que concentra la radiación directa y la transfiriere
directamente al fluido geotérmico que va del pozo a la central. La eólica,
que abunda en la región, se describe como una tecnología tradicional
pero se le incorporan avances recientes para predicción del viento
semanal, diario, horario y 5 minutales, además de destacarse las
aportaciones que las máquinas eólicas podrían eventualmente hacer a la
estabilidad de la red eléctrica. La minihidráulica de los canales de riego
de la zona, es analizada demostrándose que su máxima capacidad
teórica no rebasa los 16 MW, ya que realistamente sólo se pueden
obtener 4 MW. También se examina la posibilidad de extraer energía a
filo del agua con máquinas desarrolladas para corrientes marinas. En
energía de las mareas se muestra que el potencial de las mareas en el
alto golfo es enorme, pero debido a sus impactos ambientales y su alto
costo, el estudio se circunscribe a un caso particular, donde se
desarrolla un novedoso sistema de generación que puede llegar a ser de

NORTE
9 MW en las horas de marea viva, y que mediante un manejo adecuado
de compuertas, la generación se puede concentrar diariamente en los
periodos de demanda máxima. En cuanto a la Planta de Rebombeo para
almacenamiento de energía y su despacho y venta en las horas de
máxima demanda (4 horas punta), se presenta un novedoso sistema
que utiliza el cráter del extinto volcán de Cerro Prieto para almacenar
300,000 m 3 de agua durante las horas de poca demanda y hacerla
generar hasta 20 MW durante las 4 horas punta. Como embalse inferior,
se plantea la construcción de un estanque o laguna con bordos de 5 m
de alto en la zona arcillosa donde se ha comprobado que hay poca
infiltración. Esta opción resultó sumamente atractiva, aunque requiere
de estudios más finos de geología y mecánica de suelos.
Se incorporan varias innovaciones muy prácticas. La combinación
híbrida solar-geotérmica que consiste en espejos cilíndrico- parabólicos
que concentran la radiación en un tubo central que calienta aceite
térmico, el cual entrega su calor al circular por una tubería de poco
diámetro por dentro del ducto de agua geotérmica que va del pozo a la
central. Así se logra aumentar la generación de la planta en las horas de
mayor calor. Se plantea incorporar a la explotación del campo la
perforación de pozos horizontales, usando la tecnología desarrollada
para el shale gas. El yacimiento geotérmico de Cerro Prieto 1 es
sedimentario, poco profundo y acotado en su espesor, similar a los de
shale. En el tramo horizontal se puede extraer más agua caliente que en
uno vertical, pudiéndose duplicar la producción de los pozos. Para la
eólica, se plantea el uso de programas de predicción del viento en el
muy corto plazo (5 minutos). En la demareas, la innovación planteada
resulta muy atractiva ya que con el doble embalse se puede almacenar
y despachar la energía y además lograr una sinergia mejorando la
actividad turística en el embalse alto e intensificando la actividad de
marisqueo en el bajo. Se considera ésta una innovación que va más allá
de las fronteras del país. Finalmente, la incorporación del extinto volcán
de Cerro Prieto para una planta de rebombeo, parece ser una innovación
importante para tener una fuente adecuada de almacenamiento.
Las conclusiones planteadas muestran una posibilidad interesante para
aprovechar las energías renovables de la región para producir energía
limpia y hacerla despachable a las horas de mayor consumo mediante
una planta almacenadora de energía con rebombeo. El Complejo Híbrido
planteado requerirá de esfuerzos de investigación e innovación de los
Centros mexicanos (CEMIE's), compartiendo los resultados en muchos
temas con los centros e industrias del vecino del norte.
Especialidad Ingeniería Eléctrica 4

COMPLE]O HÍBRIDO DE ENERGÍAS RENOVABLES CON PLANTA DE ALMACENAMIENTO EN LA FRONTERA
NORTE
2. PALABRAS CLAVE
Generación eléctrica, almacenamiento, rebombeo, híbrido solar,
geotermia, minihidráulica, eólica, mareomotriz.

NORTE
3. INTRODUCCIÓN
En este trabajo se plantea fa utilización de las energías renovables de la
región fronteriza del noroeste del país, examinando todas las fuentes
disponibles (salvo la biomasa) y combinándolas en módulos pequeños
para conformar un complejo híbrido y una planta de almacenamiento de
energía por rebombeo. La finalidad del trabajo es fundamentalmente
mostrar, con bastantes aportaciones originales e innovadores, cómo se
puede entregar un producto (energía eléctrica a la red) totalmente
despachable, que atienda la demanda del momento y que a la vez
optimice este despacho, según el precio de venta de la energía en ese
momento, para lograr un desarrollo económicamente sustentable.
Evidentemente al usar sólo fuentes de energía que no queman
combustible, se está haciendo un bien enorme al medio ambiente.
En el estudio se analizan como fuentes renovables las siguientes: La
eólica, cuya efectividad ya ha sido demostrada en la Rumorosa y su
tecnología está bien desarrollada, no podemos dejarla afuera en este
complejo híbrido innovador ya que le estamos incorporando dos
aspectos que serán de suma utilidad para el sistema: Un programa de
análisis de la climatología de la zona para incorporarlo a un modelo de
predicción del viento en los próximos 5, 10, 60 minutos, para operar
adecuadamente el almacenamiento del complejo híbrido y una
valoración de las aportaciones que pueden hacer las máquinas
asíncronas de la eólica a la estabi!ización del voltaje y de la frecuencia
en la red.
La geotérmica (apoyada con solar), que abunda en la zona de Cerro
Prieto y en otras áreas que no se han explorado a fondo, se plantea
como una solución novedosa, aprovechar el área de Cerro Prieto 1 que
CFE explotó con éxito durante más de 40 años y que ya ha perdido
presión y temperatura, para explotarla con una planta de ciclo binario
de 10 MW (usada como ejemplo para este caso) aprovechando que la
tecnología binaria se ha diversificado con la competencia de nuevos
fabricantes que se están posicionando en el mercado. Como una
innovación importante y única, que se plantea en más detalle en el
trabajo, se propone que durante las horas de mayor insolación, que
coinciden con las de mayor demanda y peor eficiencia de la planta por el
mal enfriamiento del ciclo, se incorpore la energía solar para aumentar
la entalpía del fluido primario que va a la Central y así aumentar la
potencia. Lo novedoso es que no se altera en nada el diseño y arreglo
de la planta binaria ya que se usan espejos cilíndrico-parabólicos, a los
costados de los ductos, para incrementar la entalpía del fluido
geotérmico que viene de los pozos. También se plantea una innovación

NORTE
de bastante trascendencia al incorporar la tecnología de perforación
horizontal (similar a la de shale gas), por primera vez en la geotermia.
Se analiza la energía mini o micro hidráulica que eventualmente se
pudiera utilizar aprovechando las caídas de agua que se producen en las
obras derivadoras para el riego en el Valle de Mexicali. Se concluye que
no es mucho lo que esta fuente de energía pudiera aportar, aunque se
deja abierta la posibilidad de su implementación para el futuro, a
pequeña escala.
La energía de las mareas, por primera vez se incorpora como una
posibilidad técnicamente factible a la matriz energética. Se describe un
novedoso aprovechamiento de una laguna (Morúa), al Sur de Puerto
Peñasco, para que mediante un juego de compuertas y un dique central
con turbinas hidráulicas de poca carga, se genere energía eléctrica. Una
bondad que es de resaltarse en este innovador arreglo es que se puede
almacenar la energía aportada por las mareas y modular la generación
para su despacho en las horas que más se requiera.
Finalmente, una aportación muy importante de este trabajo es proponer
el uso del cráter del extinto volcán de Cerro Prieto para almacenar allí
300,000 m 3 de agua para generar en las horas punta, mediante una
caída de 150 m y construyendo al pie del volcán en la zona arcillosa, un
estanque para almacenarlos y volverlos a bombear hacia el cráter en
horas de menos demanda. Sólo se requiere un volumen de agua inicial
para llenar el sistema (un par de días bombeando desde el canal de
riego) y luego esporádicamente un pequeño volumen para reponer las
pérdidas por evaporación.
Es importante resaltar que este no es un trabajo para usar a su máxima
capacidad todas las fuentes renovales de la región (que son muchas)
sino, más bien, un ejercicio piloto para demostrar que con módulos
relativamente pequeños, de 10 MW, con una combinación adecuada de
ellos se lograría un despacho eficiente de energía con grandes beneficios
para la red.
Conviene aclarar que este no es un anteproyecto donde se analicen los
costos de cada tecnología. Estamos en la etapa previa, en donde lo que
se demuestra es que las opciones son técnicamente viables, es decir
que representan una solución posible, más aún si se le incorporan
innovaciones. Se deja planteado el problema para que posteriormente
se tomen en cuenta los aspectos socio-ambientales de cada una de
ellas, se realicen los anteproyectos donde se utilice información más
detallada de topografía, mecánica de suelos, de rocas, ingeniería de
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1

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yacimientos, etc. y se definan todos los detalles constructivos (que no
son sencillos), se haga un estudio de interconexión eléctrica real (con
todo lo que esto implica), se definan los aspectos legales y
administrativos de una obra de esta naturaleza que se asienta en tierras
de diferente régimen jurídico y que se incorpore a los estudios al
Gobierno Estatal de Baja California y Sonora para impulsarlo como obra
rentable y de beneficio a la comunidad.
También este puede ser el proyecto anda para seguir buscando
soluciones innovadoras en cada tecnología y lograr una optimización
para hacer rentable cada proyecto. Para lo último se ha planteado que
no se puede optimizar para el presente (hoy) ya que hay que considerar
que la generación eléctrica evolucionará hacia tarifas móviles (cada 5
minutos) como está ocurriendo en California, donde el almacenamiento
de energía es fundamental, ya sea por rebombeo, por aire comprimido o
eléctrico con baterías de nuevo desarrollo.
Como meta a más largo plazo de lo que aquí se ha planteado, se hace
evidente que este Complejo Híbrido con Almacenamiento, puede ser una
especie de Laboratorio de nuevas energías que aproveche el
conocimiento y desarrollo que se ha logrado en los centros mexicanos
de innovación (CEMIE's), de manera similar que en el lado de EUA, para
que se puedan lanzar programas de innovación conjunta, con reuniones
de científicos y otras de tecnólogos para aterrizar con éxito este
Complejo Híbrido y hacerlo extensivo a grandes escalas en el país.

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NORTE
4. ENERGÍA GEOTÉRMICA
Innovación en Energía Geotérmica con Tecnologías Binarias,
Perforación Horizontal e Incorporación de Energía Solar.
El sistema de fallas que se ha ido produciendo en la parte norte del valle
de Mexicali debido a la deriva de las placas tectónicas, ha permitido el
ascenso del magma hasta cerca de la superficie formando abundantes
recursos geotérmicos. En la región fronteriza del lado de Estados
Unidos, son conocidos los campos del Valle Imperial donde hay
instalados 732 MW. La extensión de esta anomalía térmica hacia el lado
mexicano, sólo se explota en este momento en el Campo de Cerro
Prieto, que llegó a tener 720 MW instalados y ahora, debido al
decaimiento de su yacimiento, sólo produce entre 430 y 470 MW.
Al proponer la incorporación de una Central geotérmica de 10 MW a este
proyecto híbrido, con la finalidad de minimizar la incertidumbre se
propone su instalación en la parte norte de Cerro Prieto Uno (CPI),
Especialidad: Ingeniería Eléctrica
9

NORTE
donde el nivel de los pozos se ha abatido y la temperatura del
yacimiento ha decaído, lo que ha hecho imposible seguir explotando esa
zona (que se aprovechó durante más de 40 años) con los métodos
tradicionales de flasheo para suministrar vapor geotérmico a las
turbinas. En un análisis posterior, habrá que estudiar a fondo otras
zonas de interés en la región que comprende desde la Laguna Salada
hasta la localidad de Los Algodones, para que con las nuevas tecnologías
de exploración, se afinen los estudios existentes y se identifiquen
nuevas zonas con potencial de aprovechamiento.
Tecnologías de Explotación.
Debido a la explotación de la zona norte del campo de Cerro Prieto por
más de 40 años, las condiciones del yacimiento (temperatura y presión)
llegaron a ser insuficientes para extraer el fluido de manera natural.
Esto imposibilita obtener el fluido geotérmico en el cabezal del pozo en
condiciones de ser explotado con un ciclo flash convencional, por otro
lado, se tiene la experiencia del Valle Imperial (EUA) donde
prácticamente todas las centrales geotérmicas son de ciclo binario; lo
anterior lleva a proponer para este Complejo Híbrido una Central de
ciclo Binario, cuyo funcionamiento ha sido ampliamente documentado
(DiPippo, 2012) y se explica brevemente a continuación:
La salmuera geotérmica caliente se extrae del yacimiento por medio de
una bomba vertical que se introduce en el pozo; una vez en la
superficie, el fluido se conduce mediante largos ductos aislados a la
Central Binaria. Allí en un intercambiador de calor se evapora un fluido
secundario (con un bajo punto de ebullición), el cual es conducido a una
turbina o turbo-expansor (puede ser del tipo turbina axial o radial, e
incluso expansor helicoidal o de paletas) que va acoplada a un
generador eléctrico. Finalmente el vapor es descargado a un
condensador enfriado por agua (vaso o torre de enfriamiento) y en
algunos casos por aire (torre seca). En las plantas de ciclo binario, los
condensadores trabajan a una presión ligeramente por encima de la
atmosférica, por lo que los sellos de la turbina son más bien para evitar
fugas hacia afuera y no filtración hacia el condensador, como ocurre en
los ciclos con agua.
Existe en la actualidad una gran oferta industrial en el mercado de
plantas de ciclo binario, la más conocida es Ormat que utiliza turbinas
axiales de dos etapas con isopentano como fluido de trabajo y cuya
capacidad en tamaño modular es de 3 MW pero puede alcanzar los
cientos de MW en algunas centrales. Recientemente han aparecido en el

COMPLEJO HIBRIDO DE ENERGIAS RENOVABLES CON PLANTA DE ALMACENAMIENTO EN LA FRONTERA
NORTE
mercado otros fabricantes que utilizan turbinas radiales de alta
velocidad (TAS, Exergy, entre otros), adoptadas de la industria del gas y
de la refrigeración (Carrier) las que usan como fluido secundario
refrigerantes seguros y amigables con el ambiente.
Conviene resaltar que en la zona de Mexicali los cambios de la
temperatura del aire son demasiado extremos de verano a invierno,
alcanzándose rangos de temperaturas de más de 50°C hasta los QO Con
estas variaciones es común que en verano, que es cuando más energía
eléctrica se necesita, el rendimiento de las plantas baje notablemente.
Actualmente, en ENAL se están estudiando tres sistemas netamente
geotérmicos para apoyar el enfriamiento en el verano, aumentando así
la generación (Hiriart, 2015).
Dada la particularidad de que la radiación solar de la zona es muy buena
y que por otro lado, el yacimiento de Cerro Prieto está alojado sobre una
masa de rocas sedimentarias, tipo areniscas, es que se han incorporado
a este estudio dos innovaciones bastante originales. La primera; el uso
combinado de la energía solar con la geotermia tal como fue planteado
por el autor (Hiriart, 1995), discutido y referenciado por Ronald Di Pippo
(DiPippo, 2012, página 214-215) y presentado en detalle en el Congreso
Mundial de Energías Renovables en Denver, 2004 (Hiriart, 2004). El
segundo, es la incorporación de la tecnología de perforación horizontal,
desarrollada para yacimientos petroleros de shale oil y gas.
Energía Solar para Mejorar la Geotermia.
Este sistema consiste en acoplar un sistema de espejos de
concentración cilíndrico-parabólico para aprovechar los altos niveles de
radiación solar directa de la zona. Con ello se logra calentar en un tubo
que pasa por el foco de la parábola un fluido de trabajo (aceite) mismo
que luego pasará por dentro del ducto que conduce el agua caliente a
los intercambiadores de la Central Binaria, aumentando su entalpia. Al
disponerse de este calor adicional, se aumentará la producción
(evaporación) de vapor secundario con lo que, a pesar de la baja
eficiencia por mal enfriamiento, se logra aumentar la potencia generada.
Es de destacar en este arreglo que a la central no se le hacen grandes
cambios, sólo se incrementa el tamaño del intercambiador y de la
turbina, mientras que al sistema de acarreo de agua caliente a la
Central, prácticamente no se le altera. Los canales parabólicos se
pueden instalar como dos corridas, una a cada lado de la tubería que se
quiere calentar. Ver figura 3 y 4.

NORTE
ír - --
Fluido geotermico
A
- del Pozo a la
Bombel
Central
Espejos parsboUcos
Figura 3. Arreglo de páneles solares y tubería de agua geotérmica
Figura 4. Espejos concentradores.
Para formarse una idea del efecto de este arreglo en el verano,
tomemos dos corridas de espejos parabólicos de 5 m de ancho y 1000
m de largo. La radiación al mediodía es de alrededor de 1 kW/m 2 la que
si se aprovecha con una eficiencia del 55% incorporaría al fluido
geotérmico 5,500 kWt. Si en la tubería fluyen 200 toneladas por hora
(55 Kg/s) de agua geotérmica caliente, su entalpía subiría (5,500/55)
100 Kj/kg.
El uso de concentradores solares parabólicos es la manera más eficiente
de aprovechar la radiación solar presente en Mexicali para aumentar la
generación de esta planta geotermoeléctrica en las horas de mayor calor
sin entrar en grandes alteraciones de los diseños tradicionales.

NORTE
Perforación Horizontal
La estrategia de explotación de yacimientos no convencionales de shale
gas y shale oil implica la perforación y terminación de pozos horizontales
para proporcionar un mayor acceso al gas atrapado en la formación
productora. Aquí se plantea utilizar de manera experimental esta
innovación tecnológica para la geotermia donde ya se usa la perforación
direccional mas no la horizontal.
Los pozos horizontales se perforan con los mismos equipos que utiliza la
industria para la perforación de pozos verticales y éstos se seleccionan
de acuerdo a los requerimientos de capacidad y potencia calculados en
los correspondientes programas de perforación y con el equipamiento
adicional necesario para fijar la orientación y trayectoria.
Figura S. Esquema pozo horizontal.
Para realizar una perforación horizontal se realiza inicialmente una
perforación vertical, hasta llegar a la profundidad de arranque de la
perforación direccional o KOP (kick off point), lo que es familiar en
geotermia, la cual estará determinada por la profundidad del punto
elegido para entrar en la formación, que es el objetivo fijado.
Existen diferentes tipos de tecnología para llevar la desviación dentro
del pozo:
El uso de los motores de fondo, el cual es accionado por la
energía hidráulica proporcionada por el lodo de perforación. En
donde para variar el azimut al motor se le incorpora un codo fijo,
el cual produce el desvío de su eje longitudinal.
El sistema RSS (Rotary Steerable System) el cual consta de tres
almohadillas de direccionamiento colocadas cerca de la barrena
para aplicar una fuerza lateral contra la formación.

NORTE
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Figura 6. Uso de Motores de Fondo. Figura 7. Sistema RSS.
Por medio de este tipo de tecnología, ampliamente conocida y utilizada
en la industria petrolera, se propone perforar horizontalmente en la
industria geotérmica para mejorar el área de producción de los pozos,
ya que la zona productora del pozo (que es agua caliente y no vapor) se
puede extender todo lo que se quiera dentro del yacimiento,
aumentando así la producción. También se hace notar que dentro del
tramo vertical del pozo se instala la bomba de pozo profundo para
bombear el agua ya que en ciclo binario no se puede flashear en la
cabeza del pozo por que se abate mucha temperatura.
Conclusiones
En este capítulo dedicado a la geotermia se ha planteado lo siguiente:
• Instalar una planta de ciclo binario de 10 MW en la zona norte de
Cerro Prieto (CPI) para aprovechar el recurso geotérmico de baja
entalpia que después del declive que ha sufrido el campo ya no es
posible continuar explotándolo por el método de flasheo.
• Instalar un sistema integrado que combine la central geotérmica
con un arreglo solar de concentración, de tal forma que se
aprovechen las horas de máxima radiación solar para incrementar
la generación aunque no se logre mejorar el bajo rendimiento del
sistema de enfriamiento a esa hora.
• Demostrar como experimento de innovación a nivel mundial, la
aplicación de la tecnología de perforación horizontal (sin
fracturamiento) aprovechando la experiencia generada en la
industria del petróleo y gas no convencional y adaptándola a la
industria geotérmica.

NORTE
S. ENERGÍA EÓLICA
La Rumorosa, una Región con alto Potencial Eólico.
La energía eólica ha sido utilizada en el mundo desde hace muchos
siglos. Su aprovechamiento, a pesar de ser intermitente según sea la
velocidad del viento instantánea, hoy es una de las mejores opciones de
generación eléctrica debido a su bajo impacto ambiental, la certeza
económica que este tipo de inversiones representan y principalmente
por ser una energía renovable, inagotable y limpia.
La región fronteriza de Baja California está considerada como una de las
zonas de mayor potencial eólico en México. El sistema montañoso con
alturas variables así como las extensas zonas desérticas al pie de las
montañas, permiten un amplio desarrollo de proyectos de energía Eolo-
eléctrica. Por eso en 2010 la Comisión Estatal de Energía de Baja
California (CEEBC), inauguró el primer parque eólico de 10 MW llamado
Parque Eólico Rumorosa (PER 1), para autoabastecimiento de alumbrado
público del municipio de Mexicali. Este desarrollo también tuvo como fin
demostrar, promover y atraer desarrollos de este tipo que aumenten la
explotación del recurso así como el desarrollo del Estado en materia
social y económica.
En 2014 se comenzó la construcción del segundo parque eólico llamado
Energía Sierra Juárez, propiedad de un desarrollador privado con fines
de exportación de electricidad a Estados Unidos, con una primera etapa
de 155 MW en la zona de la Rumorosa. El factor de planta que se puede

NORTE
lograr en esta zona es en promedio de 33%, lo que es bastante
atractivo.
En este Complejo Híbrido se propone instalar un parque eólico de 10
MW, del que se espera una generación de unos 80 MWh al día y usar
esta energía casi en su totalidad para el bombeo de agua en la estación
de almacenamiento por bombeo que más adelante se describe.
A pesar de tratarse de una instalación convencional, con tecnología ya
bien desarrollada, en este artículo se plantea incorporarle, además del
sistema de regulación por almacenamiento hidráulico, dos temas
relativamente novedosos: La predicción a corto plazo y la mejora de la
estabilidad de la red. El primero es incorporar en el sistema de despacho
de energía métodos de predicción del viento en las horas y minutos
siguientes adaptando programas de cómputo que ya existen en el
mercado o desarrollando otros que se basen en la topografía y clima de
la microrregión. (Ver por ejemplo el FORECAST y otros modelos). Con
esta mejora en la predicción de la velocidad del viento en los próximos
minutos y horas se puede mejorar la acreditación de caiga o potencia
firme para los sistemas eólicos y así lograr ser despachados a un precio
más alto. El segundo es la mejora de la estabilidad de la red eléctrica
que se puede obtener gracias a la inercia de estas máquinas que son
asíncronas. De acuerdo a un estudio reciente realizado por el
Departamento Nacional de Energías Renovables de EUA, Western Wind
and Solar Integration Study Phase 3 - Frequency Response and
Transient Stability (Miller, 2014), se plantea que es posible mejorar la
regulación de la frecuencia y del voltaje con algunas plantas eólicas.
o

NORTE
6. ENERGÍA HIDRÁULICA
Aprovechamiento de la Energía Hidráulica de Canales de Riego.
El Distrito de Riego 014, Rio Colorado localizado en la región noroeste
de México, cuenta con una superficie total de 328,000 ha, de las cuales
tienen infraestructura aproximadamente 250,000 ha, localizadas en los
Municipios de Mexicali B.C, y San Luis Río Colorado Sonora (SLRC).
El Tratado de Aguas Internacionales, celebrado entre México y los
Estados Unidos el 3 de febrero de 1944, garantiza a México en
condiciones normales, la entrega anual de 1,850.234 millones de metros
cúbicos de agua del Río Colorado que nace en los Estados Unidos de
América y desemboca en el Golfo de California en territorio mexicano,
de los cuales 1,677.545 millones de metros cúbicos se entregan en el
Lindero Internacional Norte en la Presa Morelos, y 172.689 millones de
metros cúbicos en el Lindero Internacional Sur a través del Canal
Sánchez Mejorada, en San Luis Río Colorado, Sonora. (Figura No.9)
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Figura 9. Río Colorado y puntos de entrega del agua a México.
Por otra parte, el volumen de agua acordado que le corresponde a
México, está controlado por la Presa Morelos en donde se despachan 1.7
millones de m 3 al año para el territorio nacional. El agua se utiliza con
fines agrícolas y de abastecimiento para la población. En el Valle hay
424 km de canales de riego primarios con más de 12 presas derivadoras
y 2,152 secundarios.
En este capítulo se dará a conocer, mediante una estimación gruesa, el
potencial máximo teórico que hay para una posible generación mini-

NORTE
hidráulica con el agua de riego. Si comenzamos con que 1.7 millones de
m3 al año son 55 m 3/s promedio y que la altura de operación en la presa
Morelos es de 42 m, se puede ver que el potencial máximo que se
podría generar (en un arreglo idealizado, descargando al mar) es de:
'max = 7Qth= 75542 = 16MW
En la Figura 10 se muestra la red principal de canales de riego y se
destacan las principales estructuras derivadoras, cuya función es elevar
el nivel del agua, para poder llevarla por gravedad, mediante canales
secundarios, hasta las parcelas de riego. Estas estructuras sólo tienen
compuertas para regular cuánta agua se deja pasar aguas abajo.
JAíl
-t -t
7 976 76675
Figura 10. Red principal de canales de riego del distrito 014 y sus principales estructuras
derivadoras. Fuente: GHS Desarrollos Sustentables, 2015.
En la Figura 11 se muestra una estación típica. En caso de que resultara
rentable, se puede derivar el agua hacia una estructura lateral, junto a
la actual, e instalar allí una turbina con compuertas para cumplir la
misma función que la presa derivadora, Figura 12. En ese caso, en lugar
de descargar el agua hacia abajo, dando un salto en el vertedor
controlado por las compuertas desperdiciando su energía potencial, ésta
se haría pasar por la turbina generando energía en lugar de disiparla.

NORTE
Turbina
r
Figura 11. Estación típica. Figura 12. Derivación de flujo a una turbina.
La potencia (en W) se obtiene multiplicando la eficiencia de la turbina
(0.7), por la densidad del agua (1000 kg/m 3), por la gravedad (9.81
m/ss), por el gastoQ en m 3/s, y por la diferencia de altura Ah:
P = 0.7gQth [kW]
En la figura 12 se muestra un juego de fotografías recientes de un
recorrido realizado por personal de GHS (Hernández, 2015) en donde
también se dan detalles de los canales y de las obras de riego.
Figura 13. Fotografías de los canales Reforma e Independencia.
En la Tabla 1 se han recopilado las principales estructuras que
eventualmente se pudieran utilizar para extraerles energía eléctrica, y
se ha calculado la potencia generable, (Hernández, 2015). Son valores
aproximados (pero realistas) que varían bastante a lo largo del año.

NORTE
PotenciaGenerable de Principales Estructuras
Canal KM Q (m 3/s) £h (m) Potencia KW
Reforma 15 56 3 11 176
Reforma 27+000 45 4 1260
Reforma 43+673 25 2 350
Reforma 43+842 20 2 280
Reforma 43+639 17 2 238
Reforma 43+585 16 2 224
Independencia 0+000 16 2 224
Independencia 8+560 16 2 224
Total 3,976 MW
Tabla 1. Potencia generable de algunas de las principales estructuras.
Una interrogante que se presenta con frecuencia es si es técnicamente
posible obtener energía del flujo de un canal (a filo de agua) instalando
solamente algún elemento hidráulico para convertir la energía cinética
en electricidad. Este tema ha tenido un gran auge en el
aprovechamiento de las corrientes marinas, ya sea oceánicas (caso
Canal de Cozumel) o de mareas (caso Canal del Infiernillo en el Mar de
Cortez). En la Figura 14 se muestran tres aplicaciones.
Figura 14. Dispositivos para aprovechar energía cinética; a) Hidrogenerador flotante con dos
hélices verticales (QK, "La Cucaracha"); b) Arreglo con aspas tipo Gorlov; c) Turbina
convencional sumergida.

NORTE
La primera es un hidrogenerador flotante con dos hélices
verticales, desarrollado y patentado por el autor de este trabajo
(Hfriart, 2007) y posteriormente mejorado en la UNAM en el
programa IMPULSA (A/cocer e Hiriart, 2008). Es un diseño
bastante eficiente ya que aprovecha las dos caras de las hélices
para recibir el empuje de la corriente de agua, sin embargo la
potencia que produce es demasiado pequeña (López, 2011). En
uno de estos canales de Mexicali, donde la velocidad del agua es
de 1 m/s, sólo se lograrían 3 o 4 kW en total. (Si la velocidad
fuera el triple, la potencia aumentaría 27 veces).
Se muestra un arreglo con ejes verticales que sujetan unas aspas,
tipo Gorlov (Blue Energy, 2011). Se ve una instalación muy
sencilla pero que tampoco genera mucho (2 a 3 kW) ya que la
potencia es proporcional a la velocidad al cubo y ésta es muy baja
en este caso.
Finalmente, se muestra un par de turbinas convencionales
sumergidas que se han instalado para prueba en el East River en
la Isla de Manhattan en Nueva York (Verdant Power, 2014). Cada
una genera 35 kW, pero nótese su inmenso tamaño al
compararlas con la grúa de la foto y que la corriente en el sitio es
2.5 m/s.
Como se puede ver, estos sistemas para extraer energía del agua del
canal fluyente son de muy baja potencia.
Si se calcula la "potencia cinética" que lleva el agua (energía cinética por
el gasto) se tiene que:
PQv2 [kW]
Para nuestro caso donde la velocidad es igual a 1 m/s, la potencia
cinética es de 20 kW como máximo.
Conclusiones.
Habiendo analizado el potencial de energía hidráulica que se tiene en las
redes de canales de riego del Valle de Mexicali, se concluye lo siguiente:
• La máxima potencia teórica que se podría obtener con un arreglo
idealizado, no rebasa los 16 MW.
• Si se quisiera aprovechar las estructuras derivadoras existentes
para instatar allí turbinas con sus respectivas compuertas para

NORTE
controlar los niveles requeridos para el riego y al mismo tiempo
generar electricidad, se obtendrían alrededor de 4 MW.
Si se pretende aprovechar la energía cinética del agua fluyendo en
los canales, las potencias que se obtendrían son muy pequeñas.
Esto principalmente debido a que la velocidad del agua es
relativamente baja.

NORTE
L ENERGÍA MAREOMOTRIZ
Aprovechamiento de las Mareas del Alto Golfo de California. Un
Esquema no Invasivo y de Despacho Controlado de la Energía.
En la parte alta del Golfo de California o Mar de Cortés, la marea tiene
una amplitud bastante grande (de hasta 6m). Esto se debe
principalmente a que existe resonancia de una de las armónicas de las
mareas que se producen en la entrada del Golfo, frente a La Paz y
Mazatlán. Es decir, la marea frente a La Paz sube y baja en periodos de
aproximadamente 12 horas. Por otro lado, cualquier perturbación a la
entrada del Golfo (como la marea, por ejemplo) que viaja a unos 200
km/h, llega a la parte alta del Golfo en 6 horas y regresa en otras seis
aproximadamente. De manera muy simplificada, esta resonancia hace
que se amplifique la marea del Océano frente a Los Cabos (donde es de
unos 1.4m de amplitud máxima) llegando a sobrepasar los 6 metros de
amplitud en la parte alta, en Santa Clara y la Isla de Montague.
En otros artículos del autor (Hiriart, UNAM, 2009); (Hiriart, SGM, 2009),
se ha reportado el potencial de estas mareas para generar electricidad.
En ellos se destaca un potencial de decenas de miles de MW que se
podrían (teóricamente) instalar en el Alto Golfo para generar electricidad
con miles de turbinas y unos pocos kilómetros de cortinas.
Desgraciadamente esta posibilidad se ve opacada principalmente porque
esta región es un área protegida y segundo, porque no se conoce el
espesor de los sedimentos que hay en el lecho marino; es decir, cuánto
habría que dragar hasta llegar a la roca o suelo firme, capaz de soportar
una estructura para las turbinas con 5 o 6 metros de diferencia de carga
sobre ellas.
En el presente reporte se describe la capacidad de generar energía con
mareas en un caso muy particular. Se trata del estero o laguna de
Morúa, donde se presenta una situación muy favorable por su
morfología y porque se encuentra fuera del área protegida y no
interfiere con la vida marina del Golfo.
Se hace notar que lo que se presenta en este trabajo es el potencial de
generación eléctrica muy aproximado, basada en cálculos de pre
factibilidad (Andraca y Providell, 2015), sin entrar en detalles
constructivos (que al parecer no son complicados en este caso), ni de
aceptación de la comunidad (todo indica que el planteamiento aquí
hecho beneficiaría el turismo y el cultivo de ostiones que es la actividad
comercial local) ni de un análisis económico preciso (hay muchos

NORTE
aspectos que evaluar antes de dar números precisos de viabilidad
económica).
Descripción del Proyecto
Se trata de aprovechar la amplitud de las mareas en la Laguna Morúa,
Sonora, para generar energía eléctrica mediante un sistema de doble
embalse que permita mantener una mitad de la laguna a un nivel lo más
alto posible y la otra al nivel más bajo y mediante turbinas en la pared
divisoria, generar electricidad.
Para construir el embalse se requieren dos cortinas, una frontal de
aproximadamente 490 m y una central de 800 m. En la cortina frontal
se colocarían las compuertas de llenado y vaciado y en la central los
hidrogeneradores que aprovecharían la diferencia de nivel entre las
lagunas. En la Figura 15 se muestra el sistema descrito.
4.
Cortina central 800 m
(turbogeneradores)
1 -
Figura 15. Configuración de doble embalse en la Laguna Morúa.
La entrada y salida de agua se controlaría mediante un juego de
compuertas sencillas en la boca de la Laguna, éstas operan de tal
manera que la laguna Norte o Laguna A se mantiene a un nivel lo más
alto posible, mientras que la sur o Laguna B se mantiene
permanentemente a un nivel lo más bajo posible. Esto se logra
operando las compuertas de manera que sólo dejen entrar agua en la
Laguna A y sólo la dejen salir en la Laguna B. El desnivel que se creará
entre ambas lagunas se aprovecha para generar electricidad mediante
turbinas de baja carga instaladas en la cortina central.
Lo que hace atractivo este proyecto es que se aprovecha la geometría
natural de la Laguna para construir esta sencilla infraestructura de
compuertas y turbinas con cortinas cortas y fáciles de construir
hincando pilotes en la arena y lo más importante, es que si se operan
adecuadamente los dos embalses, se tendrá energía despachable
(independiente de la hora del día y del nivel de la marea en ese

NORTE
momento). En el ejemplo final que se describe en este trabajo, se
considera generar permanentemente alrededor de 1 a 5 MW en las
horas punta de máxima demanda (y mejor precio). Si se opera de otra
forma se pueden generar hasta 9 MW.
Consideraciones.
Para simplificar los cálculos (Andraca y Pro vide!!, 2015), se realizaron las
siguientes simplificaciones:
• Marea. Con base a los datos del CICESE (Centro de Investigación
Científica y de Educación Superior de Ensenada) sobre la
predicción de un mes de mareas en Puerto Peñasco, se ajustó una
función analítica para simplificar los cálculos. (CICESE,2015)
• Geometría. Se consideró que el ancho de la laguna es constante
750 m; como la laguna es somera se consideró que la profundidad
máxima es 7 m; en pleamar, el área de espejo de agua es de 8.7
km2 ; la longitud máxima es de 11.6 km. Esto se visualiza
esquemáticamente en las Figuras 16 y 17.
Figura 16. Area de espejo en pleamar.
Longitud máxima 11.6 km
Figura 17. Diagrama esquemático del estero.

NORTE
El fondo de la laguna se idealizó con dos planos inclinados que se
intersecan en el centro.
• Compuertas. La boca de entrada de la laguna se dividió en dos
partes iguales y se supuso que el ancho total de compuertas es
de 400 m, 200 m de compuertas de entrada y 200 m de
compuertas de salida. Ver Figura 18.
£ntrada (mbalse A Salida Embalse 8
No, De compuertas Archo total de contpue,tas:
Andto x No. De compuertas = 100 m
Figura 18. Diagrama esquemático de compuertas.
• Turbinas. Sin entrar en detalles del tipo de turbinas a utilizar, se
supuso un área de cada una de ellas de 4 m 2 (se considera que
las turbinas están siempre totalmente sumergidas) y una
eficiencia global del 70%.
Descripción de la Operación del Sistema de Embalses.
La operación de las compuertas tiene la finalidad de maximizar la
diferencia de nivel entre los embalses para que la potencia sea lo más
alta posible. Para este efecto, las compuertas de entrada sólo dejarán
entrar agua a la Laguna A cuando el nivel del mar sea más alto, en esos
periodos las compuertas estarán abiertas totalmente. En cuanto
comience a bajar la marea y el flujo en las compuertas de la Laguna A
tienda a invertirse (vaciado), las compuertas se cerrarán. Para el caso
de la Laguna B, las compuertas de salida permanecerán cerradas y sólo
se abrirán cuando el nivel del mar sea inferior al de la laguna B.
Las turbinas hidráulicas (de alto gasto y poca carga), resultaron de 1.2
MW cada una y se instalarían en la cortina central (alrededor de 15
turbinas) y se operarían mediante una estrategia que optimice la venta

NORTE
de energía. Es decir, este arreglo servirá de almacenamiento de energía
durante las horas de bajo precio de venta y se generará un máximo
razonable durante las horas de alta demanda (horarios punta) en que el
precio aumenta notablemente. Al menos en el mercado de Estados
Unidos así ocurre, en el mexicano se están preparando ajustes de tarifas
para lograr una configuración tarifaria parecida.
Cálculos Hidráulicos.
La manera de calcular la operación del embalse es muy sencilla. El flujo
de agua por las compuertas es:
Q = CA,J2gAh
Donde Cd es el coeficiente de contracción hidráulica de una compuerta
(aquí se tomó constante e igual a 0.6); A es el área de paso del agua de
entrada o salida y Ah es la diferencia de nivel entre la laguna respectiva
y el mar.
Para la turbina se calculó la velocidad del agua por la turbina como:
P t
= J2y(Ah)
Donde Ah t es la diferencia de nivel entre las lagunas. Como el área A es
constante (4m 2), el gasto unitario será:
Q = vA
Y la Potencia unitaria se calcula mediante:
P = ijgQAh
Se consideró la eficiencia q igual a 0.7 para abarcar todas las pérdidas
incluyendo las de la bocatoma, la descarga y la propia turbina. En todo
momento el nivel de la laguna A como el de la B, se calculó
cuantificando el volumen neto que entró (o salió) de cada laguna,
dividido por el área del espejo de agua. La energía se calcula integrando
respecto al tiempo la potencia generada por el total de turbinas.
Modelo de Generación.
En este estudio se plantea el despacho controlado de energía, es decir,
generar energía con mayor potencia en los horarios de demanda
máxima, conocidos como horarios punta, ya que en estos horarios el

NORTE
precio de la energía es mayor. Así que se plantea un modelo de
generación que opere con el 100% de las turbinas instaladas en el
horario punta, y fuera de este horario se opere solamente con un 20 %
de las turbinas instaladas.
Los horarios punta dependen de las necesidades de cada región, y se
pueden consultar en el portal oficial de CFE. En este caso, el estado de
Sonora pertenece a la región Noroeste y el horario punta depende de la
temporada (verano o invierno), por lo tanto se plantearon dos
escenarios, uno para invierno y otro para verano, y los horarios de
operación son los siguientes:
De18:00-22:00 hrs operando al l00% de turbinas instaladas en
invierno.
De 20:00-22:00 hrs operando al 100% de turbinas instaladas en
verano.
Para cada escenario es importante conocer la potencia máxima y la
energía entregada dependiendo del número de turbinas instaladas, así
que se busca determinar el número óptimo de turbinas instaladas, para
el análisis se consideró la operación del sistema con 10, 15, 20 y 25
turbinas.
Resultados
La potencia va a depender del nivel de la marea cuya amplitud varía en
periodos aproximados de medio mes. En la Figura 19 se muestra la
potencia en 250 horas operando el sistema con 15 turbinas con el
modelo de generación planteado para invierno.
Potencia MW
25.0
20.0
:
5.0
0.0
0 50 100 150 200 250
Tiempo [horas]
Figura 19. Comportamiento de la Potencia.
En las Figuras 20 y 21 se muestran los resultados de la generación que
se puede obtener si esta se incrementa durante dos o cuatro horas en el

NORTE
periodo de demanda punta, y se mantiene una generación básica
mínima durante el resto de las horas. El ejercicio se repite variando el
número de turbinas instaladas en la cortina central. Con este ejercicio se
demuestra que es factible utilizar el arreglo de lagunas para almacenar
energía y generar solamente en las horas de máxima demanda.
Potencia (Modelo de Invierno)
25
20
15 10 turbinas
-:
E0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
Tiempo [horas]
Figura 20. Potencia en 24 horas operando 4 horas al 100 %•
Potencia (Modelo de Verano)
25
20
lo
t..L:t:.0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
Tiempo [horas]
Figura 21. Potencia en 24 horas operando 2 horas al 100 %.
Discusión de Resultados.
De manera natural, se podría pensar que entre más turbinas se
coloquen se genera más energía, sin embargo entre más turbinas se
coloquen el nivel entre los embalses tienden a igualarse los niveles más
rápido.
En las Figuras 22 y 23 se observa el nivel entre los embalses en un
periodo de 24 horas operando con 15 turbinas, y se resalta el horario
punta, en el cual se visualiza un cambio de pendiente en las curvas de
nivel de las lagunas A y B, este cambio de pendiente indica que el flujo

NORTE
entre las lagunas ha cambiado, esto se debe a que las turbinas están
operando al 100% por lo tanto hay más flujo de un embalse a otro.
Nivel vs tiempo ( Modelo de Generación en Invierno)
14
13
12
¡11
10
9 Nivel deembal
8 Nivel de la mar
7 Nivel de embal.
6
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
Tiempo [horas]
Figura 22. Nivel entre los embalses operando al l00% entre las 18:00 y 22:00 hrs.
En general la potencia máxima es mayor en el modelo de verano, ya
que al operar al l00% por dos horas, el área de paso entre los embalses
se ha mantenido cerrada por más tiempo, así que la diferencia de altura
entre los embalses es mayor.
En la Figura 24 se muestra el promedio de generación anual, para los
dos modelos de generación.
Energía MWh año
15
10
rano
fU
Invierno
cow
0 5 10 15 20 25 30
No. Turbinas
Figura 24. Comparación de generación entre los escenarios.

NORTE
Para los casos analizados, la generación de energía es similar, sin
embargo la relación no es tan directa ya que varios factores que
dependen del tiempo como: el nivel de la marea y el nivel entre los
embalses así que necesario evaluar puntualmente cada caso.
Conclusiones.
De este estudio de viabilidad técnica se concluye que una configuración
favorable es la de 15 turbinas, en ambos escenarios (invierno y verano)
se genera en promedio la misma energía (11.4 y 11.6 GWh anuales) y
los resultados indican que se obtiene una potencia máxima en el horario
punta de: 16 MW en verano y 10 MW en invierno.
El siguiente paso es recalcular los escenarios con mayor precisión, para
ello se requieren estudios adicionales, en particular se requiere un
estudio de batimetría que describa el relieve del estero, y así poder
calibrar el modelo de cálculo. Un segundo estudio que seleccione la
turbina adecuada y así definir la eficiencia, el área de paso y la carga
mínima. Y un tercer estudio que brinde datos reales sobre el nivel de la
marea en el estero.
Además se desprende la necesidad de otros estudios más específicos
que permitan evaluar otros aspectos importantes como:
• Más detalles sobre la factibilidad técnica;
• La factibilidad económica;
• Aspectos ambientales; y
• Aspectos sociales.
Para evaluar estos aspectos se requieren estudios específicos de varias
áreas de estudio como la Oceanografía, Ing. Geológica, Ing. Mecánica,
Ing. Civil, Biología y Sociología.
EspeciIidad: Ingeniería Eléctrica 31

NORTE
8 SISTEMA DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA
Aprovechamiento del Volcán Cerro Prieto en un Sistema de
Almacenamiento de Energía.
Cuando se trata de generar con energías renovables (sol o viento) el
productor queda sujeto a la disponibilidad en ese instante de radiación
solar y de intensidad del viento. Por otro lado, quien maneja la red está
restringido por la demanda que haya en el sistema en ese momento.
Evidentemente la oferta y la demanda no coinciden y menos aún en este
caso donde la generación puede variar en orden de minutos o segundos.
Es por ello que en muchos lugares se ha puesto mucho énfasis en
diseñar sistemas para almacenamiento de energía adecuados en lugar
de regular la generación de las centrales térmicas o hidráulicas.
En Estados Unidos han logrado (con aportaciones de dinero del DOE)
diseñar sistemas de almacenamiento con baterías (del orden de MW) y
se han construido plantas piloto, como es el caso de Borrego Canyon al
Sur de California. Como ejemplo de este fenómeno en la figura 25, se
muestra la variación de la demanda horaria de la energía en un día del
mes de marzo, lo que actualmente repercute cada 5 minutos en el
precio al que el ISO la compra a los productores.
Demanda Horaria de Energía
30
29
28
21
26
25
.24
• 23
22
21
20
19
18
0 5 10 15 20
- Horas
Figura 25. Variación de demanda horaria.
También se han ensayado métodos de almacenamiento comprimiendo
aire durante las horas de exceso de energía y almacenándolo en
cavernas subterráneas para grandes centrales eólicas o bien en tuberías
o recipientes en la superficie del suelo para campos menores. Cuando la
demanda de energía es máxima, se descarga el aire haciéndolo pasar
por turbinas de aire para generar. Este sistema ha demostrado ser
adecuado en pequeñas plantas generadoras aisladas.

NORTE
Adicionalmente, las ruedas de inercia son muy útiles para instalaciones
no muy grandes, en este caso, con la energía sobrante, mediante un
motor eléctrico acoplado a la flecha, se hace girar una masa muy
pesada, encapsulada en una cámara de vacío para disminuir pérdidas
por fricción y durante la demanda máxima se toma carga del
almacenador mediante un generador eléctrico acoplado a la misma
flecha.
Finalmente, el método tradicional más usado en el mundo que sirve
para pequeñas y grandes almacenamientos es el de Plantas de
Almacenamiento de Energía por Bombeo (PAEB) tal como lo describe el
Ing. Javier Ramírez Otero en su trabajo de ingreso a la Academia de
Ingeniería (Ramírez Otero, 2014).
Es muy frecuente utilizar esta tecnología en presas ya existentes donde
se bombea el agua del río de aguas abajo hasta la presa en horas de
poca demanda eléctrica para ser turbinada nuevamente en las horas de
mayor demanda. Sin embargo, hay otras opciones en las se puede
construir una planta nueva, ex profeso para rebombeo, en sitios
adecuados, tal es el caso que aquí se presenta en el volcán de Cerro
Prieto en Baja California.
Descripción del Sistema de Almacenamiento de Agua.
Aprovechar la carga hidráulica entre un embalse alto, situado en el
cráter del volcán, y un embalse bajo situado al pie del volcán, colocando
turbinas hidráulicas que aprovechen el flujo descendiente y rebombear
el agua a la cima del volcán y así tener la capacidad de generar energía
en un horario determinado. En la Figura 26 se muestra el sistema de
almacenamiento de energía utilizando el cráter del volcán de Cerro
Prieto.
:
ZA
Figura 26. Sistema de almacenamiento de energia.

NORTE
En la Figura 27 se muestra el volcán, que se encuentra en las cercanías
de la Central Geotérmica de CFE. Este es un volcán extinto, basáltico de
120 mil años de edad (Romero, 2015). En el estudio se realizó una
inspección del cráter del volcán y aparentemente no hay fisuras que
rellenar para hacerlo más impermeable. En todo caso, se requiere una
prueba de permeabilidad realizada con cuidado y determinar los
esfuerzos que resisten las paredes de roca al llenar de agua este vaso.
1 5
'A 144
Ejido
o
Hidalgo
.-
Ejido
, Nueva
1.7
Le6n
Figura 27. Localización del Complejo Volcánico Cerro Prieto.
Capacidad Volumétrica en el Cráter.
En la cubicación hecha recientemente por Leslie Pelayo y Alejandro
Montaño (Montaño, 2015) mostrado en la figura 28, se estima el
volumen de agua que puede almacenar el cráter a diferentes alturas, en
la Tabla 2 se muestran los resultados, se observa que en el cráter se
pueden almacenar hasta 300,000 m 3 de agua.
Figura 28. Cubicación del cráter de Cerro Prieto.

NORTE
3d (m) Área (m'2) Volumen (mA3)
164 0 10,969 0
165 1 15,722 13,274
166 2 18,201 28,866
167 3 20,429 46,367
168 4 23,197 66,823
169 5 25,448 88,541
170 6 26,849 109,958
171 7 28,575 133,579
172 8 30,483 159,301
173 9 32,812 188,257
174 10 36,120 223,313
175 11 38,395 256,249
176 12 41,380
o
Tabla 2. Volúmenes a diferentes alturas.
Cálculo de Potencial de Generación.
Para evaluar el potencial se consideran conservadoramente sólo
275,000 m3 de agua, la carga que se puede tener para turbinar, varía de
144 m a 160 m dependiendo del nivel en los tanques, así que se
considera una carga de 150 m para los cálculos.
La potencia eléctrica generada se calcula considerando una eficiencia
total de 70% mediante:
P = 7QIh [kW]
Donde Q es el caudal y h es la carga hidráulica.
En la Tabla 3 se muestra la potencia eléctrica que se lograría, si se vacía
el embalse superior en 1, 2, 3 ó 4 horas.
Tiempo
(hrs)
Gasto
(m/s)
Ah (m) Potencia
1 76 150 80
2 38 150 40
3 25 150 27
4 19 150 20
Tabla 3. Potencia eléctrica con caudales diferentes.

NORTE
Cráer
Cerro Prieto, Mexicali Baja California
Liz
Crcamo
Motør Generador O
*
Figura 29. Sección de planta de almacenamiento.
Rendimiento energético del almacenamiento.
Almacenar energía no es gratis; se pierde mucha por ineficiencias que
son inevitables. Antes de establecer conclusiones hay que resaltar que al
operar un embalse de almacenamiento, se pierde mucha energía.
Supóngase que en un embalse ideal se pudieran generar durante 1 hora
30 MW. Al generar en condiciones reales, con pérdidas en la toma, la
descarga, las tuberías y la turbina, se logra una eficiencia global de 0.7x
30. Es decir unos 20 MW. Ahora bien, para bombear y subir el agua al
tanque elevado en 1 hora, idealmente se requieren 30 MW, pero debido
a las pérdidas y la ineficiencia de las bombas, se obtiene una eficiencia
global del 70%, es decir la potencia real de bombeo sería 30/0.7=43
MW.
Es de hacerse notar que la energía necesaria para llenar el tanque
elevado (cráter) es de 18x8= 144 MWH al día. Esto es parecido a lo que
genera la planta eólica de 10 MW (10x24x0.33=80 MW). Al optimizar el
tamaño de la eólica, habría que tomar en cuenta este balance.
Conclusiones.
Esto lleva a considerar que el embalse superior se puede vaciar en
cuatro horas, generando en ese periodo 20 MW, y se puede llenar,
bombeando durante 8 horas, con una potencia de 18 MW, y bajo esta
configuración se puede controlar el horario de generación para producir
energía en horarios de demanda máxima (horario punta). Es muy
importante precisar con más cuidado la eficiencia de las bombas y de las

COMPLEJO HIBRIDO DE ENERGIAS RENOVABLES CON PLANTA DE ALMACENAMIENTO EN LA FRONTERA
NORTE
turbinas y afinando el diseño, seguramente se puede aminorar la
potencia de bomb
Es evidente que el volcán de Cerro Prieto no tiene un embalse natural al
pie del cerro, afortunadamente el material que rodea el volcán es muy
arcilloso (Romero, 2015) y el nivel freático de la zona es muy alto; lo
anterior ayuda a que el estanque de almacenamiento que haya que
construir, no requiera impermeabilización. El volumen deberá ser de
aproximadamente 300,000 m 3 (puede ser un rectángulo de 300 m por
300 m y 5 m de altura).
La economía de este proyecto de almacenamiento va a depender del
costo del embalse bajo, de las turbobombas de 18 MW, de las tuberías
de elevación y caída del agua y evidentemente del precio de la energía
en las 4 horas de punta y la de bombeo durante la noche o cuando haya
exceso de generación.

NORTE
9. CONCLUSIONES
En este trabajo se ha planteado el aprovechamiento coordinado de las
fuentes renovables de la zona noroeste del país combinándola con una
planta de rebombeo para almacenar energía y despacharla en las horas
más convenientes. Del trabajo se concluye que:
,- Se ha identificado como fuente de almacenamiento de energía
proveniente de fuentes intermitentes el cráter del extinto Volcán
de Cerro Prieto donde se puede generar 20 MW durante 4 horas
de máxima demanda y rellenarlo durante 8 horas de poca
demanda eléctrica.
'- Se ha incorporado por primera vez a la matriz de energías
renovables el aprovechamiento de la energía de las mareas del
alto Golfo, con un añadido muy valioso que es el almacenamiento
de la energía de la marea en una Laguna al sur de Puerto Peñasco
para despachar a las horas más conveniente sin tener
necesariamente que usarse al momento de máxima amplitud de
las mareas.
Se ha evaluado el potencial hidráulico máximo que se podría
obtener de la red de canales del distrito de riego del valle de
Mexicali y se han examinado los posibles aprovechamientos para
generación.
Se ha propuesto una planta geotérmica de ciclo binario en la zona
de Cerro Prieto para aprovechar el remanente de calor y agua que
allí quedó al darse de baja la Central de Cerro Prieto 1 y se ha
propuesto un novedoso sistema de apoyo de la generación con
energía solar concentrada a las horas de máxima radiación y de
calor en la zona; así como ensayar la perforación horizontal de
pozo.
Se ha propuesto la incorporación de nuevas herramientas
estadísticas para apoyar la generación eólica con predicciones del
recurso disponible para los próximos 5, 10 y 60 minutos así como
el aprovechamiento del potencial que podría tener esta tecnología
para dar más estabilidad al voltaje y la frecuencia de la red.
- Finalmente se plantea este Complejo Híbrido renovable como un
proyecto anda para aplicar y probar los resultados de los centros
de innovación tecnológicos del país y de aprovechar la cercanía de
los EUA para emprender investigaciones y desarrollos tecnológicos
conjuntos.

COMPLEJO HIBRIDO DE ENERGÍAS RENOVABLES CON PLANTA DE ALMACENAMIENTO EN LA FRONTERA
NORTE
10. REFERENCIAS
Alcocer, S., Hiriart, G. (2008) "An Applied Research Program Qn
Water Desalination with Renewable Energies", American Journal of
Environmental Sciences, Science Publications, EUA 2008.
Andraca, F., Provideli A. (2015) "Doble Embalse para la
Generación de Energía Eléctrica en el Estero de Morúa, Puerto
Peñasco, Sonora", Reporte Grupo ENAL, México, febrero 2015.
Blue Energy (2014) "VAHT - Vertical Axis Hydro Turbine".
www.bluenergy.com/vertical-axis-turbine/vaht/
DiPippo, Ronald. (2012) "Geothermal Power Plants: Principies,
Applications, Case Studies and Environmental Impact, Solar-
augmented Flash Plants", Elservier, Tercera edición, EUA 2012.
Hernández, Lourdes. (2015) "Informe de Evaluación para la
Selecdón de Sitios Potenciales en el Abastecimiento de Agua
Requerida para la Instalación de una Central Minihidráulica en el
Distrito de Riego 014 del Río Colorado ubicado en el Valle de
Mexicali, B.C." GHS, Grupo ENAL, México, enero 2015.
Hiriart, G., Gutierrez Negrín, Luis. (1995) "Calor del Subsuelo para
Generar Electricidad: Combinación Solar-Geotermia", Ingeniería
Civil, No. 313, pp. 13-22, México 1995.
Hiriart, Gerardo. (2004) "Hybrid Geothermal-Solar Generation",
World Renewabie Energy Congress VIII (WREC), E.U.A. 2004.
Hiriart, Gerardo, (2009) "Potencial Energético del Alto Golfo de
California", Boletín de la Sociedad Geológica Mexicana, Vol. 61,
No. 1, pp. 143-146, México, 2009.
Hiriart, Gerardo. (2009) "Potencial Energético de las Mareas para
Generar Electricidad", Revista Digital Universitaria-UNAM, Vol. 10,
No. 6, México 2009.
Disponible en:
http://www. revista , u nam. mx/voi. lO/nu m8/art49/int49 . htm
Hiriart, Gerardo. (2015) "Tres Opciones para Mejorar el
Enfriamiento de Centrales en Verano en Casos Extremos", Grupo
ENAL, México, febrero 2015.
Hiriart, G. (2007) "Turbina Flotante Impulsada por Corrientes
Marinas o Fluviales Generadora de Energía Eléctrica (QK, "La
Cucaracha")", Patente No. 281513, México 2007.
1. López González, José. (2011) "Desarrollo de un Dispositivo de
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Doctorado, Universidad Nacional Autónoma de México, México,
mayo 2011.
m.Montaño, Alejandro. (2015) "Parámetros Básicos de Diseño para
una Central Hidroeléctrica Reversible con Capacidad de 30 MW en
Especialidad: Ingeniería Eléctrica
39

NORTE
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2015.
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Disponible en:
http://www.nrel.gov/docs/fylSosti/62906.pdf
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Almacenamiento de Energía por Bombeo y su Contribución para
Mejorar la Eficiencia de las Centrales Termoeléctricas", Academia
de Ingeniería, Trabajo de Ingreso, México 2014.
Disponible en:
http://www.ai.org.mx/ai/index . php/9-u ncategorised/50 1-ingreso-
j ro
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California", GHS, Grupo ENAL, México 2015.
Verdant Power (2014) http://www.verdantpower.com/

NORTE
11 BIBLIOGRAFÍA
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http ://red mar.cicese. mx/nmar/predma rl
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http://www.cfe.gob.mx/casa/Conocetutarifa/Paginas/Disposicione
s-complementarias.aspx
Geology.com - Geoscience News and Information - Directional and
Horizontal Drilling in Oil and Gas Wells.
http://geology.com/articies/horizontai-drilling/
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Renovables", Instituto de Ingeniería, Universidad Nacional
Autónoma de México, México 2008.
New Nouveau Brunswick - Drilling and Completing Shale Gas Wells
Horizontal Drilling and Well Construction.
http ://www2 . g nb . ca/content/da m/g n b/Corporate/pdf/Sha leGas/en
/DrillingCompletion. pdf
Prospectiva del Sector Eléctrico 2012-2026, Secretaria de Energía,
México 2012.
Disponible en:
http://sener.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/2012/PSE_2012 -2026.pdf

NORTE
12. RECONOCIMIENTOS
Este trabajo es fruto de la experiencia acumulada en 25 años trabajando
en geotermia en la Comisión Federal de Electricidad a la que le
agradezco la oportunidad que me dio de aprender y de innovar. Un
particular reconocimiento al destacado apoyo de mis colegas del Grupo
ENAL que se han movido con diligencia y acierto en la recopilación de
información, así como en la elaboración y revisión de los cálculos para
logar este resultado. Para ellos queda la puerta abierta para seguir
innovando con audacia e inteligencia en futuras tecnologías.
0

NORTE
13. BREVE CURRÍCULUM VITAE
Gerardo Hiriart Le Bert
1 Datos Generales
• Teléfonos:
Fijo (52) 55 5662-9381; 5662-6005
Móvil 044 55 4035-8911
• E-mail:
ghiriart@enal.com.mx ; gerardo 367 @yahoo.com.mx
II Estudios Profesionales
• 1973: Doctor en Ingeniería Mecánica. Naval Postgraduate School.
Monterey, California, EUA.
• 1970: Maestro en Ciencias (Especialidad en Mecánica de Fluidos y
Transferencia de Calor). Naval Postgraduate School. Monterey,
California, EUA.
• 1970: Ingeniero Mecánico Naval. Academia Politécnica Naval.
Valparaíso, Chile.
III Experiencia Profesional
1 2009-actual: Director General. Energías Alternas, Estudios y
Proyectos S.A. de C.V. (ENAL) México, D.F.
2 2008-2015: Integrante (Asesor Técnico) del Comité Técnico y de
Administración del Fondo de Sustentabilidad Energética (CTAFSE)
de la Secretaría de Energía (SENER), México D.F.
3 2012-actual: Secretario Técnico. Comité de Energía. Colegio de
Ingenieros Civiles de México (CICM). México D.F.
4 2008-2012: Coordinador del Capítulo Energía Geotérmica del
Informe Especial sobre Fuentes de Energía Renovable y Mitigación
del Cambio Climático. Grupo Intergubernamental de Expertos
sobre el Cambio Climático (IPCC). Programa de las Naciones
Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA).
5 2007-2014: Representante Alterno de México en el Acuerdo de
Implementación sobre Energías del Océano (OES) de la Agencia

NORTE
Internacional de Energía (TEA). Designado por la Secretaría de
Energía (SENER).
6 2005-2009: Director del Proyecto IMPULSA IV: "Desalación de
Agua de Mar con Energías Renovables". Instituto de Ingeniería de
la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM). México D.F.
7 Director del Geothermal Resources Council (GRC). Sacramento,
California. Reelecto en tres periodos consecutivos.
8 1993-2003: Gerente Nacional de Proyectos Geotermoeléctricos de
la Comisión Federal de Electricidad (CFE). México, D.F.
Dirección y coordinación de los siguientes proyectos:
- Cerro Prieto IV,
- Tres Vírgenes,
- Los Azufres II
- La Venta 1 (Proyecto eólico),
- Agua Prieta (Ante proyecto solar híbrido coordinado con el
Banco Mundial).
9 1980-1993: Jefe de la Oficina de Estudios y Evaluación de
Yacimientos Geotérmicos; Jefe del Departamento de Factibilidad
de Proyectos; Subgerente de Exploración. Area de Geotermia de la
Comisión Federal de Electricidad (CFE). México D.F.
10 1975: Investigador Titular B. Instituto de Ingeniería de la
Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM), México D.F.
IV Distinciones
• 2006: Premio Nacional de Energías Renovables. Comisión Nacional
para el Ahorro de Energía (CONAE), México D.F.
• 2006: Diploma de Honor. Comisión Federal de Electricidad (CFE).
México D.F.
• 2000: Premio Los P!oneros, Geothermal Resources Council (GRC),
Estados Unidos.
• Medalla Benito Juárez. Comisión Federal de Electricidad (CFE),
México D.F.
r
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