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Antonio Pérez Palacio, presidente de ACOGEN, intervino en la inauguración de la jornada Perspectivas para el sector de la cogeneración en 2017: Renovación y nuevos cupos, de GENERA 2017, donde afirmó que “es hora de presentar soluciones, vamos a colaborar para encontrar un consenso que haga que el Gobierno confíe en la cogeneración, recupere la confianza y vea cómo se acometen las inversiones”

ACOGEN representa a cientos de industrias manufactureras exportadoras, eficientes, sostenibles e innovadoras, unidas por la cogeneración, una tecnología factible y fiable que permite satisfacer la demanda del calor en los procesos de fabricación cogenerando a la vez calor y electricidad, contribuyendo así a la eficiencia energética, al cambio climático y a la competitividad industrial y de los sistemas energéticos.

En España, la cogeneración produce con alta eficiencia el 10% de la electricidad, atiende las necesidades de energía térmica en más de 600 industrias y es clave para el sector gasista porque supone el 22% por ciento de todo el consumo de gas natural. Es una herramienta de competitividad para industrias de sectores manufactureros: con cogeneración se fabrica el 20% del PIB industrial.

 

Para Pérez Palacio, el primer paso es mejorar y mantener mejora la eficiencia energética de 2.500 MWe de cogeneración en funcionamiento y preparar la segunda etapa hasta 2030, en la que se podrán añadir 1.800 MW de nuevas cogeneraciones, mayoritariamente en el sector terciario, que serán fundamentales para cumplir los objetivos nacionales de eficiencia energética. ACOGEN cree que sería razonable desarrollar el 50% del potencial económico identificado hasta 2030, que supone implantar unos 250 MW adicionales de nueva cogeneración en la industria y 1.550 MW de nueva cogeneración en el sector terciario, un gran reto de futuro para el país y sus sistemas energéticos.

A finales del año pasado se inauguraron los nuevos laboratorios de sistemas térmicos de Tecnalia, situados en la localidad de Azpeitia. Al evento acudieron prestigiosas empresas relacionadas con la fabricación de bombas de calor, intercambiadores de calor, calderas, equipos de refrigeración, deshumefactadoras (deshumificadoras), torres de refrigeración, colectores solares térmicos, tanques de almacenamiento térmico; así como otros agentes implicados en el desarrollo de nuevos conceptos de equipos y sistemas térmicos.

El laboratorio incorpora tres anillos principales de conducción de agua/fluido, con un sistema de regulación y control de alta precisión, y la correspondiente monitorización, que abastecen cuatro zonas de ensayo, donde se determinan y estudian las prestaciones térmicas de distintos equipos y sistemas térmicos. Permite ensayar equipos de absorción y transferencia de masa y energía, de generación eléctrica ORC, de energía solar térmica, de almacenamiento; y sistemas inteligentes de gestión energética. El laboratorio se ha diseñado tanto para ensayar equipos comerciales (activos/pasivos) como para dar soporte al desarrollo de equipos innovadores. Es igualmente posible realizar estudios en los ámbitos de instalaciones de geotermia y aerotermia, tanto estudios experimentales de campo reales como innovaciones tecnológicas.

 

En este sentido, los asistentes al evento pudieron conocer la instalación geotérmica anexa al laboratorio, que consta de cuatro sondeos geotérmicos de distintas tipologías y rellenos, mediante los que se ha estudiado la influencia de estos parámetros a través de numerosos Test de Respuesta Térmica. Igualmente se ha desarrollado un equipo móvil que permite la evaluación del potencial de intercambio geotérmico de los sondeos y de elementos estructurales con circuitos de fluido calor-portador embebidos in situ. Esta evaluación se ha utilizado en la validación de modelos de simulación propios de elementos estructurales termo-activados.

Los expertos de Tecnalia presentaron también una serie de desarrollos realizados en el laboratorio como un transformador de calor para la recuperación de calor residual de baja temperatura, capaz de revalorizar el 50% del calor residual, aumentando su temperatura de modo que pueda volver a utilizarse en un proceso industrial; una bomba de calor de alta temperatura para la evaluación y caracterización de componentes de bombas de calor y sistemas frigoríficos, así como para la evaluación de sistemas ORC o de sus componentes; o una unidad de recuperación de calor para la renovación del aire interior de viviendas adaptable en fachadas ventiladas.

La inauguración ha estado asociada a unas sesiones de trabajo temáticas en las que se ha puesto el foco en la actualidad y las tendencias tecnológicas que en torno a los materiales y recubrimientos avanzados, los modelados y simulaciones de equipos y sistemas, el prototipado y ensayo de equipos térmicos, o las soluciones de gestión energética, puedan tener impacto en las empresas.

El mercado de cogeneración, que produce electricidad y calor útil en un proceso único y altamente eficiente, se prevé que siga aumentando su capacidad instalada de 755,2 GW en 2016 a 971,9 GW en 2025, a una tasa de crecimiento anual compuesta del 2,8%, según la firma de investigación y consultoría GlobalData.

El último informe de la empresa indica que la creciente demanda mundial de energía eléctrica y el aumento simultáneo de las preocupaciones ambientales son los principales impulsores del mercado de la cogeneración, junto con el aumento de incentivos y políticas gubernamentales para promoverlo.

 

Anchal Agarwal, Analista en Energía de GlobalData, señala: “Las plantas de cogeneración son atractivas porque recuperan el calor que normalmente se desperdicia en métodos de generación de energía convencional, que en conjunto tienen una eficiencia de alrededor del 45%. Los sistemas de cogeneración, sin embargo, pueden tener una eficiencia de hasta el 90% y se utilizan en aplicaciones industriales, institucionales y grandes aplicaciones comerciales.”

El informe de GlobalData también afirma que Asia y el Pacífico (APAC) tenían la mayor participación regional en el año 2015, con el 45,9% de la capacidad instalada mundial en cogeneración, atribuible a países como China, India y Japón. Se espera que la participación de la APAC llegue al 48,5% de la capacidad instalada global en 2025.

Agarwal, explica: “Una de las razones del dominio de la región APAC es que China e India son los mayores emisores de carbono y los países con mayores niveles de contaminación. El crecimiento en la fabricación, el aumento de la demanda de electricidad y del número de vehículos son los principales contribuyentes a la contaminación y ha forzado a los gobiernos a instalar plantas de cogeneración.

“La Agencia Internacional de la Energía estableció como objetivos de capacidad instalada de cogeneración, 333 GW en China y 85 GW en la India antes de 2030. Se espera que estos objetivos conduzcan a la introducción de políticas de incentivos, que impulsarán el crecimiento de las instalaciones de cogeneración”.

La primera central eléctrica de cogeneración de Europa equipada con pilas de combustible y con potencia a escala de megavatios ya está funcionando en Mannheim. Frente a las centrales eléctricas convencionales, esta solución proporciona calor y electricidad prácticamente libres de emisiones contaminantes, por lo que es un hito para la energía verde del futuro. La innovadora planta se ha instalado conjuntamente por E.ON y FuelCell Energy Solutions en Friatec AG. A lo largo de al menos diez años, la central proporcionará energía limpia para la producción de materiales procesados especialista Friatec.

Con una potencia de 1,4 MW, esta central eléctrica de pila de combustible es la única de su tipo en Europa hasta la fecha. En términos de tecnología y protección del medio ambiente, las pilas de combustible representan una alternativa prometedora a las plantas de cogeneración convencionales. En comparación con otras tecnologías descentralizadas, tales como turbinas de gas, las pilas de combustible utilizan fuentes de combustible mucho más eficiente. Además, generan potencia en un proceso sin combustión que está prácticamente libre de contaminantes. Mediante el uso de esta pila de combustible, Friatec reducirá sus emisiones de CO2 en aproximadamente 3.000 t / año.

La central de pila de combustible se instaló en sólo nueve meses como un proyecto conjunto de E.ON Connecting Energies, filial de E.ON para soluciones energéticas para los sectores comercial e industrial, y FuelCell Energy Solutions, una empresa conjunta de Fraunhofer IKTS y FuelCell Energy Inc. E.ON y FuelCell Energy Solutions han entrado en una asociación en materia energética a largo plazo para ofrecer tecnología limpio de alto rendimiento de pilas de combustible a clientes en sectores de gran consumo energético.

Tradicionalmente las redes urbanas de calor distribuyen energía desde una planta de generación centralizada a un cierto número de clientes remotos. Por lo tanto, las redes actuales sufren de: importantes pérdidas de calor, un enorme potencial sin explorar de integración en las redes de diferentes fuentes de energía disponibles (por ejemplo renovables y calor residual) y de altos costes de instalación. El proyecto FLEXYNETS tiene como objetivo desarrollar, demostrar y desplegar una nueva generación de redes urbanas inteligentes de calefacción y refrigeración. FLEXYNETS es un proyecto europeo del programa H2020 coordinado por EURAC, instituto de investigación con sede en Bolzano-Bozen (Italia). Además en el proyecto están implicados otros cinco socios de diferentes países europeos: Acciona (España), zafh.net (Alemania), un centro de investigación del Hochschule für Technik de Sttutgart, Solid Automation (Alemania), compañía especializada en diseño de control y monitorización, PlanEnergi (Dinamarca), oficina de ingeniería especializada en redes urbanas de calor y Soltigua (Italia), fabricante de colectores de concentración solar.

FLEXYNETS desarrollará, demostrará y desplegará una nueva generación de redes urbanas inteligentes de calefacción y refrigeración, que reduzcan las pérdidas en el transporte de energía trabajando a niveles “neutrales” de temperatura (15-20 ºC). Se utilizarán bombas de calor reversibles para intercambiar el calor con la red urbana de
calor y frío en el lado de la demanda, proporcionando la calefacción y refrigeración necesarias para edificios.

Lo que es más, el calor que normalmente desechan los edificios será introducido en la red por las bombas de calor (trabajando en “modo refrigeración”) y reciclado por otras bombas de calor que producirán agua caliente sanitaria. Leer más…

Artículo publicado en: FuturENERGY Marzo 2016

Análisis de potencial y oportunidades de integración en redes de climatización

El desarrollo de la tecnología termosolar se ha visto impulsado durante los últimos años por el aumento de plantas de generación eléctrica. A pesar de ello, actualmente en España existen pocas instalaciones termosolares para aplicaciones térmicas, las cuales satisfacen principalmente la demanda de calor de procesos industriales o de climatización de edificios, sin embargo su aplicación en usos térmicos tiene un gran potencial de desarrollo en nuestro país, donde en ciertas regiones la disponibilidad de irradiación solar directa es muy alta. El IDAE ha realizado un estudio de viabilidad técnico-económica sobre la incorporación de la energía termosolar a redes urbanas de calor y frío, utilizando una red de referencia ubicada en Jaén. Los resultados obtenidos permiten concluir que la incorporación de instalaciones termosolares en redes
de climatización es una alternativa viable y atractiva que resulta competitiva a nivel técnico y económico.

Actualmente en España, de acuerdo con el censo realizado por ADHAC, existen aproximadamente 270 redes de climatización que suman una potencia total instalada de 1.139 MW conjunta de calor y frío. De las instalaciones urbanas de calefacción y refrigeración existentes, aproximadamente un 30% utiliza energías renovables (principalmente biomasa) y solo una de ellas incorpora energía solar.

Se trata de la red de climatización del Parque Balear de Innovación Tecnológica ParcBIT. Esta red está alimentada por una planta de trigeneración que proporciona electricidad, agua caliente y fría al parque tecnológico y a 5 edificios de la Universidad de las Islas Baleares. El agua caliente se genera en dos motores de cogeneración de 1.460 kWe y 1.115 kWt cada uno, con el apoyo de una caldera de biomasa de 1.000 kWt, una instalación solar de captador plano de 900 m2 y una caldera de fuel de 2.000 kWt. El agua caliente se distribuye por la red para satisfacer la demanda de agua caliente y también alimenta a las máquinas de absorción (de 432 kWt y 1.318 kWt) para la generación de agua fría. Leer más…

Artículo publicado en: FuturENERGY Marzo 2016

Las plantas termosolares funcionan a altas temperaturas durante largos periodos y los fluidos de transferencia de calor se degradan con el tiempo por craqueo térmico, por oxidación o por ambos. Es importante que estos procesos se monitoricen de forma
rutinaria para asegurar que la planta continúa operando de forma segura y eficiente. Para evaluar el estado de craqueo térmico y el de oxidación se pueden utilizar análisis de laboratorio, y en este artículo se discute un modelo para establecerlos.

Hay informes que indican que el mercado mundial de fluidos de transferencia de calor, conocidos como fluido térmicos, aumentará su valor desde los 1.684 M$ en 2011 hasta 2.557 M$ en 2017. Esta demanda depende de Europa, que supone un tercio de la demanda
global de fluidos térmicos, y será impulsada por el crecimiento en
la región Asia-Pacífico. Existe una gran variedad de fluidos térmicos, con una amplia variedad de usos, incluyendo la producción de energía, por ejemplo en plantas termosolares. El fluido solar más usado es una mezcla eutéctica de bifenilo y óxido de difenilo (p.e. Therminol VP-1, Globaltherm Omnitech y Dowtherm A). Los dos modos más comunes de degradación térmica son el craqueo térmico y el estrés oxidativo.

El craqueo térmico consiste en la ruptura de las moléculas grandes de hidrocarburos en moléculas más pequeñas, la oxidación es la ganancia de oxígeno. A alta temperatura, un fluido térmico se degrada, ya sea a través de craqueo térmico, de oxidación o de ambos. Durante el craqueo térmico se acumula carbono y comienza a disminuir la temperatura del punto de inflamación. Durante la oxidación se acumula carbono y el índice de acidez total, un indicador del estado oxidativo, comenzará a aumentar. Leer más…

Christopher Wright
Global Group of Companies

Artículo publicado en: FuturENERGY Marzo 2016

Planta piloto de 0,8 MWt en Brønderslev, probada en el veranod de 2015. Fuente Aalborg CSP / 0,8 MWt CSP pilot plant in Brønderslev tested in Summer 2015. Source: Aalborg CSP.

Aalborg CSP ha sido seleccionada para diseñar y suministrar un sistema termosolar para ser integrado en una planta de biomasa que funciona según el Ciclo Orgánico de Rankine (más conocido por sus siglas en inglés, ORC) para la generación combinada de calor y electricidad en Dinamarca. Este será el primer sistema del mundo a gran escala en demostrar como la termosolar con un diseño de sistema energético integrado puede optimizar la eficiencia de la tecnología ORC incluso en zonas con menos sol. Aalborg CSP en estrecha colaboración con la planta danesa de calefacción urbana de Brønderslev Forsyning, ha llevado a cabo un extenso estudio de viabilidad sobre el potencial de utilizar termosolar como un añadido a la planta de biomasa con tecnología ORC. En base a los resultados positivos, Aalborg CSP ha sido galardonada con el contrato para el desarrollo y suministro de una planta termosolar de 16,6 MWt, que permita la producción de calor y electricidad con un sistema libre de carbono.

La planta termosolar consistirá en 40 filas de lazos de colectores cilindro-parabólicos de 125 m, con un área total de apertura de 26.929 m2. Los colectores cilindro-parabólicos capturan los rayos solares y los reflejan en un tubo receptor, donde se calienta un fluido hasta 330 ºC. Esta alta temperatura permite mover un turbina eléctrica para producir electricidad, pero la flexibilidad del sistema también permite la producción a temperaturas menores para usarlo con fines de calefacción urbana. para maximizar la producción de energía, el calor residual será utilizado y enviado al circuito de calefacción urbana, mientras que la energía eléctrica será generada en períodos de precios pico.

Aalborg CSP abre el camino a la termosolar en el norte de Europa

A pesar de ser conocida como una tecnología que se utiliza típicamente en áreas desérticas soleadas, la termosolar también tiene potencial en el clima europeo cuando se integra con otras tecnologías. Los mercados con una infraestructura bien establecida de redes urbanas de calefacción o una base de plantas ORC existentes- tales como Alemania, Austria e Italia, pueden aprovechar la flexibilidad de la termosolar para aplicaciones de cogeneración. Mientras que los precios de diferentes combustibles fluctúan, la termosolar demuestra ser un alternativa renovables estable y eficiente para Europa.

“El proyecto en Dinamarca es solo otro ejemplo de como el esquema de Sistema Energético Integrado de Aalborg CSP para la combinación de combustibles y múltiples flujos energéticos abre nuevos mercados en los que la termosolar crea valor. A través de una estrecha colaboración con el cliente en la fase de estudio de viabilidad hemos podido desbloquear “la caja negra” para crear proyectos en zonas donde de otro modo no será posible“, dice Svante Bundgaard, CEO de Aalborg CSP.

La tecnología danesa recibe cada vez más apoyos

El logro del primer sistema del mundo que combina termosolar y una planta ORC de biomasa está apoyado por el programa nacional EUDP del gobierno danés (Energiteknologisk Udviklings- og Demonstrationsprogram). La ayuda proporciona un apoyo sustancial para el desarrollo tecnológico haciendo que la solución de Aalborg CSP sea más competitiva en los mercados de exportación.

Se espera que el sistema de Brønderslev entre en operación a finales de 2016 y la fecha final de entrada en operación comercial se espera para mediados de 2017.

Investigadores del Instituto Masdar han demostrado con éxito que la arena del desierto de los EAU puede utilizarse en plantas termosolares como sistema de almacenamiento térmico hasta 1.000 ºC. El proyecto de investigación, denominado Sandstock ha buscado desarrollar un receptor solar sostenible y de bajo coste, alimentado por gravedad y un sistema de almacenamiento térmico, utilizando partículas de arena como medio de recolección y transmisión de calor y almacenamiento térmico.

La arena del desierto de los EAU se puede considerar ya un posible material de almacenamiento de energía térmica. Su estabilidad térmica, capacidad de calor específico y tendencia a la aglomeración se han estudiado ha altas temperaturas.

En la 21 edición de la Conferencia SolarPACES, celebrada en Sudáfrica, el estudiante de doctorado Miguel Diago, presentó un informe de investigación con los descubrimientos, este informe fue desarrollado bajo la tutela del Dr. Nicolas Calvet, Profesor Adjunto del Departamento de Ingeniería Mecánica y de Materiales del Instituto Masdar. Los coautores del estudio son el alumno Alberto Crespo Iniesta, el Dr. Thomas Declos, el Dr. Tariq Shamim, Profesor de Ingeniería Mecánica y de los Materiales del Instituto Masdar y la Dr. Audrey Soum-Glade (Laboratorio PROMES CNRES del Centro Nacional Francés de Investigación Científica).

Reemplazar los materiales típicos usados en los sistemas de almacenamiento térmico, aceites sintéticos y sales fundidas, con arena barata pueden aumentar la eficiencia de la planta, debido al aumento de la temperatura de la planta del material de almacenamiento y por tanto, reducir costes. Un sistema de almacenamiento térmico basado en un material local y natural como la arena también representa un nuevo enfoque sostenible, relevante para el desarrollo económico de los futuros sistemas energéticos de Abu Dhabi.

El análisis mostró que es posible utilizar arena del desierto como sistema de almacenamiento térmico hasta 800-1.000 ºC. La composición química de la arena ha sido analizada con técnicas de fluorescencia y difracción de rayos X, que revelan la dominancia de materiales de cuarzo y carbonato. También se midió la reflexividad de la energía radiante de la arena antes y después de un ciclo térmico, ya que se puede utilizar la arena del desierto no sólo como material de almacenamiento térmico sino también como un absorbedor solar directo bajo flujo solar concentrado.

El Dr. Nicolas Clavet declara “La disponibilidad de este material en ambientes desérticos tales como los EAU, permite una importante reducción de costes en plantas termosolares nuevas, que lo pueden utilizar tanto como almacenamiento térmico como absorbedor solar. El éxito del proyecto Sandstock refleja la utilidad y beneficios prácticos de la arena del desierto de los EAU.”

En paralelo con la caracterización, se ha probado un prototipo a escala de laboratorio en el horno solar de 1 MW del Laboratorio PROMES CNRS en Odeillo, Francia. El alumno del Instituto Masdar, Alberto Crespo Iniesta, estuvo a cargo del diseño, construcción y experimento.

El próximo paso del proyecto es probar un prototipo mejorado a escala precomercial en la Plataforma Solar del Instituto Masdar, usando un concentrador bajo haz, potencialmente en colaboración con un socio industrial.

Del mismo modo que una célula solar convierte la luz del sol en electricidad, una célula termofotovoltaica convierte en electricidad la radiación térmica que emiten objetos incandescentes. Es decir, realizan una conversión directa del calor en electricidad, sin necesidad de emplear partes móviles ni fluidos. Entre las muchas aplicaciones de esta tecnología, en el Instituto de Energía Solar de la UPM estamos trabajando en un nuevo concepto de almacenamiento de energía térmica que utiliza silicio fundido, a unos 1400 °C y células termofotovoltaicas para trasformar el calor almacenado en electricidad. De esta forma, es posible alcanzar densidades de energía de más de 1 MWh por metro cúbico, una de las mayores de entre todas las tecnologías de almacenamiento existentes.

Una célula termofotovoltaica (TPV, de sus siglas en inglés) funciona de forma idéntica a una célula solar: la absorción de fotones en un material semiconductor produce electrones que se suministran al exterior creando una corriente eléctrica. La diferencia radica en que el espectro de absorción, que en una célula TPV está desplazado al infrarrojo para convertir eficientemente la radiación térmica en vez de la radiación solar. Para ello se emplean materiales semiconductores capaces de absorber fotones de baja energía, como por ejemplo el germanio o el antimoniuro de galio, en vez de semiconductores que absorben eficientemente la luz solar, como el silicio o el arseniuro de galio.

Por lo general, una célula TPV trabaja con fuentes térmicas que superan los 1000 ºC y su eficiencia de conversión, a día de hoy, está entorno al 20%1. Además, pueden generar densidades de potencia eléctrica muy elevadas: del orden de1 W/cm2 para temperaturas de 1100 ºC y unos10 W/cm2 si la temperatura asciende a 1900 ºC. Estos valores son de entre 50 y 500 veces, respectivamente, la potencia generada por una célula solar convencional, lo cual permite alcanzar costes por unidad de potencia (en €/W) relativamente bajos, incluso si se utilizan compuestos semiconductores III-V (caros pero más eficientes) para su fabricación. Leer más…

Alejandro Datas
Research Scientist at Instituto de Energía Solar – Universidad Politécnica de Madrid

COMEVAL