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calor

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

Un sistema ORC de recuperación de calor de 4 MW de Turboden, será instalado en la central eléctrica de Gibraltar, de 80 MW, diseñada y suministrada por Bouygues Energies & Services. La solución mejora la eficiencia de la central eléctrica y reduce los costes a los largo del toda la vida útil.

La unidad ORC 40 HRS de Turboden aprovecha el calos de los gases de combustión procedentes de tres motores de gas MAN 14V51/60G (14,3 MW cada uno), para generar 4 MW de potencia eléctrica bruta, alcanzando una eficiencia total del ciclo combinado del 52%. Turboden suministrará el sistema ORC incluyendo los tres intercambiadores de calor principales para la transferencia directa de calor entre los gases de escape de los motores y el fluido de trabajo del sistema ORC.

La entrada en funcionamiento del sistema ORC está prevista para el primer trimestre de 2017. Una vez en operación, la planta de recuperación de calor permitirá un ahorro anual de 42.000 barriles equivalentes de petróleo y evitará la emisión de 12.000 t/año de CO2.

Turboden viene desarrollando soluciones de intercambio directo de calor para gases calientes a media temperatura (por ejemplo 600 ºC) desde 2009, cuando se instaló la primera unidad ORC con intercambio directo de 500 kW, aguas abajo de un motor diesel de 7 MW. Además de esta primera unidad, Turboden ha suministrado otras 4 unidades ORC con intercambio directo. Esta solución evita la presencia de circuitos intermedios, conduciendo a mejores rendimientos, costes de inversión más bajos, y esquemas más simples.

Estas aplicaciones representan una importante innovación tecnológica y proporcionan muchas ventajas y beneficios en comparación con otras soluciones, como mejora de la sostenibilidad medioambiental, reducción de emisiones, eficiencia de los procesos industriales y beneficios empresariales. Turboden está dedicada al desarrollo exitoso de soluciones ORC en todo el mundo, proporcionando un servicio de calidad máxima, desde la puesta en marcha hasta postventa, para alcanzar los resultados de rendimiento esperados, a lo largo de toda la vida útil de la planta“, dice Roberto Bini, Director General y Director de I+D de Turboden.

En aplicaciones de recuperación de calor, las unidades ORC de Turboden pueden emplearse en ciclo combinado con motores recíprocos, con un aumento de la potencia neta entorno al 8-12%, y con turbinas de gas, con una aumento neto de potencia de entre el 25-45%, dependiendo de la eficiencia del motor primario y del combustible usado. Los módulos ORC de Turboden pueden encontrar un uso eficiente en estos proyectos de ciclo combinado seco, gracias a las buenas eficiencias eléctricas, mínimos requisitos de operación y mantenimiento y simplicidad de todos los procesos de arranque y parada, lo que permite la gestión del sistema incluso por parte de un técnico sin formación y permite la operación en lugares remotos, con escasez de agua y en climas extremos.

Para recuperación de calor a media temperatura (por ejemplo 300 ºC), la tecnología ORC comparada con las soluciones tradicionales basadas en vapor, conduce a una importante mejora de la potencia neta de salida, equilibrando una conjunción perfecta entre la fuente de calor y el fluido de trabajo seleccionado. Además, gracias a las características de un compuesto orgánico como fluido de trabajo, las soluciones ORC de intercambio directo, conjugan la eficiencia de los evaporadores de un paso (alto rendimiento, respuesta rápida y bajo coste) con la operación sencilla del medio térmico (sin problemas de corrosión, erosión, depósitos, etc).

Los 35 años de experiencia de Turboden en la construcción de turbogeneradores ORC ha hecho posible el diseño, implementación y entrega de más de 300 plantas, con una potencia total entorno a 430 MWe, de las cuales, 10 unidades recuperan el calor residual de motores de combustión interna y turbinas de gas, con una potencia total de 13,5 MW. La potencia de los turbogeneradores ORC de Turboden en estas aplicaciones se mueve típicamente entre 500 kW y 15 MW eléctricos.

Turboden ha firmado un pedido con Starwood Orman Ürünleri Sanayi A.Ş para una nueva planta de cogeneración de 5,5 MW para la planta de biomasa que se instalará en Bursa, Turquía. El sistema ORC de Turboden producirá 5,5 MW de electricidad y 29,5 MW de calor. El proyecto se incluye en una planta más grande que requiere la expansión de la planta de producción de MDF de Starwood en Bursa.

Una caldera de biomasa de 50 MWt, alimentada por residuos de producción como corteza y madera aglomerada, suministrará calor para el secador rotatorio y para el sistema ORC, que también producirá agua caliente a 90 °C para cubrir las necesidades de la secadora. La integración del sistema ORC en una planta de producción de MDF es una aplicación atractiva, gracias a la posibilidad de producir una parte del propio consumo eléctrico de la planta e implementar sistemas de cogeneración sin cambios significativos en el esquema típico del proceso de producción de MDF. Esta solución tiene también la ventaja de ofrecer costes de operación y mantenimiento muy bajos y costes adicionales limitados en comparación con la solución que únicamente produce calor, dando lugar a una recuperación óptima de la inversión adicional.

La turbina ORC, que será construida por la nueva filial turca de Turboden, Turboden Turkey ORC Turbo Jenerator Sanayi Anonim Sirketi, recientemente establecida en Ankara, otorgará a Starwood acceso al contenido local relacionado con los incentivos adicionales ofrecidos por el Gobierno turco para la generación de energía renovable. Un equipo de servicio local de Turboden, ya activo en territorio turco, proporcionará trabajos in-situ y servicio post-venta.

El proyecto de Starwood es la tercera planta de biomasa en Turquía para Turboden, después de la unidad ORC de 1 MW suministrada a Kastamonu Entegre en Gebze y la unidad ORC de 200 kW instalada en Bursa para Marmarabirlik, un paso más importante de Turboden en su avance en el mercado turco, no sólo para aplicaciones geotérmicas, sino también para la explotación de la biomasa.

Desde 2011 Turboden ha entregado con éxito también dos unidades ORC de 5,3 MW para valorización energética de residuos a ITC-KA Enerji Üretim Sanayi ve Ticaret A.Ş. en Mamak y una unidad geotérmica de 3 MW a AFJET A.Ş. en Afyonkarahisar.

Recientemente Turboden se ha adjudicado otras dos centrales de cogeneración a gran escala. Una planta de cogeneración de 5,5 MW que se instalará en un aserradero y fábrica de pellets en Rusia con el contratista español Prodesa Medioambiente. En este proyecto, cortezas y ramas de desecho alimentarán una caldera de aceite térmico, acoplada a la unidad ORC. El calor generado por el sistema ORC alimentará, por una parte, las cámaras de secado de la serrería ya existente, que será ampliada, y por el otro, una línea de producción de pellets de 80.000 t/año.

Otro módulo de cogeneración más se instalará en Filipinas, en la primera gran planta ORC de biomasa en Asia sudoriental. La unidad recuperará la energía térmica de la combustión de mazorcas de maíz y cáscara de arroz para producir hasta 5,8 MW eléctricos. La potencia térmica descargada por la ORC será utilizada de manera eficiente para secar cereales. En ambos proyectos, los clientes podrán confiar en la capacidad del sistema ORC de Turboden para trabajar en modo de isla, es decir, para asegurar la generación de electricidad para alimentar los consumos del proceso de producción durante fallos de energía de la red principal.

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El mercado interior de la electricidad en Europa es ya una realidad palpable. El Mercado Eléctrico de la península ibérica se presenta como punto de encuentro y oportunidad para que tanto la oferta como la demanda tengan una presencia activa que permita superar los retos actuales y avanzar hacia el objetivo de un precio único de la energía en Europa.

ACOGEN y OMIE organizan el jueves, 18 de junio -en el Hotel InterContinental de Madrid a partir de las 10 horas-, con el patrocinio de Axpo y Unión Fenosa Gas, la Jornada Técnica sobre Mercado Eléctrico, con la participación de representantes de la Comisión Nacional del Mercados y la Competencia (CNMC), OMIClear y Red Eléctrica de España (REE), a modo de foro informativo abierto a cuantos se interesan por el mercado de la electricidad desde sus diversas perspectivas y experiencias, estableciendo un diálogo en el que se expongan con libertad todas las cuestiones y opiniones.

La jornada será inaugurada por Pedro J. Mejía Gómez, Presidente OMIE y Presidente OMEL, para hablar del Operador del Mercado Ibérico (OMI) y su actividad; y por Antonio Pérez Palacio, Presidente ACOGEN, quien analizará el sector de la cogeneración en España: balance y horizontes.

La apertura de la jornada dará paso a la primera sesión, inaugurada con la ponencia sobre el Mercado Ibérico de la Electricidad, a cargo de María José  Samaniego, responsable de Mercados Mayoristas de Electricidad de la Comisión Nacional del Mercados y la Competencia (CNMC). Pablo Villaplana, Chief Operating Officer (COO) de OMIClear, explicará los Mercados a plazo de energía: gestión de riesgo de mercado y de crédito; mientras que Carlos Gamito, Director de Liquidación y Facturación de OMIE, tratará el Mercado Spot de Electricidad: procesos y resultados.

La segunda sesión de la jornada dará comienzo con la ponencia La experiencia como trader del Operador del Sistema, realizada por Andrés Seco, Director General de Operación REE; seguida por la presentación sobre los Mercados desde la perspectiva de ACOGEN, a cargo de Virginia Guinda, Director Técnico de ACOGEN. Tras ambas intervenciones se dará paso a un debate moderado por Javier Rodríguez Morales, Director General de ACOGEN, con la participación de los ponentes, quienes responderán a las preguntas de los asistentes a la jornada.

La asistencia a la Jornada Técnica sobre Mercado Eléctrico es gratuita, por gentileza de los patrocinadores Axpo y Unión Fenosa Gas, previa inscripción y confirmación de la organización, hasta completar el aforo de la sala.

Con cogeneración se produce el 11% de la electricidad y el 15% del calor consumido en la Unión Europea. Las interrelaciones de la cogeneración con la actividad industrial hacen que su papel sea clave para alcanzar el objetivo de que el 20% del PIB de la UE sea industrial en 2020, ya que entre el 30 y el 40% del PIB industrial UE es susceptible de emplear cogeneración. Acelerando las inversiones en cogeneración de las industrias se lograría ahorrar el 2% de toda la energía que se consume en Europa para 2020 y dotar de un fuerte impulso a la competitividad industrial y su empleo.

En España, la cogeneración ha generado históricamente el 12% de la producción nacional de electricidad, con unas mil plantas vinculadas a otras tantas industrias, que suponen un PIB de 25.000 M€ al año en sectores industriales como alimentación y bebidas, químicas, papeleras, farmacéuticas, azulejeras, automóvil, petroquímicas, textiles y otras industrias manufactureras.

La capacidad de la cogeneración para impulsar el cumplimiento de diferentes objetivos en relación con las políticas de cambio climático, eficiencia energética, industrial, calor, mercados, etc., hace que la Unión Europea haya promulgado un marco específico para su promoción en la Directiva de Eficiencia Energética y que promueva activamente su empleo.

La cadena hotelera Gloria Palace posee tres hoteles en la isla de Gran Canaria: San Agustín, Amadores y Royal. Los tres hoteles utilizan el propano como fuente de energía para satisfacer sus necesidades de calor. Los hoteles San Agustín y Amadores disponen además de sendas instalaciones de talasoterapia, lo que conlleva el mantenimiento de varias piscinas en una temperatura en el entorno de los 35 ºC durante todo el año. El presente artículo recoge un proyecto de mejora de la eficiencia energética consistente en la implantación de un servicio energético integral, basado en la instalación de dos grupos térmicos de biomasa en los hoteles San Agustín (2×450 kW) y Amadores (600 kW) que operan con biomasa procedente del astillado de pallets.

Los ahorros obtenidos permiten acometer otras reformas en los hoteles, como la instalación de dos nuevas enfriadoras con recuperación de calor en los hoteles San Agustín y Amadores, un nuevo sistema de control integral y la reforma de la sala de distribución de calor y frío en el Hotel San Agustín, así como un sistema de monitorización de consumos en los tres hoteles.

Todo ello ha conllevado la firma de un contrato de servicios energéticos de venta de calor y frío útil con una duración de 5 años y unos ahorros para el cliente de 150.000 €, aproximadamente un 20% de la factura energética inicial.

Artículo publicado en: FuturENERGY Octubre 2013

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