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Desde el comienzo del año, dos plantas de cogeneración de Rolls-Royce han estado suministrando energía a un nuevo invernadero de tomates operado por Maxburg BVBA en Meer, Bélgica. Los dos grupos electrógenos a gas han suministrado de forma fiable más de 20 MWh de calor y potencia hasta la fecha. Maxburg es ahora el invernadero número 30 para el que Rolls-Royce ha entregado plantas de cogeneración. Desde 2005, no menos de 52 plantas de cogeneración fabricadas por Rolls-Royce han generado una producción eléctrica total de 270 MW para invernaderos en Holanda, Bélgica, Rusia y Reino Unido.

Los grupos electrógenos se basan en los motores B35: 40 V12 AG2 de media velocidad de Rolls-Royce, cada uno de los cuales es capaz de generar una potencia eléctrica de 5.650 kW y una potencia térmica de 6.545 kW, con un nivel de eficiencia de más del 96%. La energía eléctrica se utiliza principalmente para las lámparas de invernadero y, si es necesario, se inyecta a la red pública.

 

El invernadero, que se extiende sobre una superficie de 10,2 hectáreas, se calienta utilizando el calor extraído de los gases de escape y el sistema de refrigeración del motor. Los gases de escape limpios de los motores también se inyectan en los invernaderos para aumentar el nivel de CO2 y aumentar el crecimiento de la planta. El propietario espera lograr una producción anual de 7,5 millones de kg de tomates en el invernadero de Maxburg.

Rolls-Royce ha entregado las plantas de cogeneración completas, que consisten en los grupos electrógenos, los sistemas de gases de escape, incluidos los sistemas SCR y los intercambiadores de calor. Los sistemas de control electrónico también están incluidos en el suministro. El operador John Vermeiren y Rolls-Royce han cerrado un contrato de servicio a largo plazo para las plantas de cogeneración, que cubre aproximadamente 4.500 horas de operación por año durante los próximos 10 años.

La empresa energética EnBW Energie Baden-Württemberg AG ha encargado a MAN Diesel & Turbo la construcción de una planta de cogeneración de 30 MW en su planta de Stuttgart-Gaisburg. La planta estará alimentada por tres motores de gas MAN 20V35/44G y además de su producción eléctrica también proporcionará hasta 30 MW de calefacción urbana. Con una eficiencia total de hasta un 90%, la planta tendrá un índice de utilización del combustible particularmente alto.

El proyecto de la central eléctrica es parte de la modernización integral del emplazamiento de Stuttgart-Gaisburg. Junto a la central de cogeneración, EnBW construirá una instalación de almacenamiento de calor y un sistema de calderas con una potencia térmica de hasta 210 MW para permitir capacidad de reserva y de suavizado de picos de demanda. La central eléctrica de carbón existente será desmantelada. Las nuevas instalaciones estarán operativas a finales de 2018.

 

Esta reciente decisión de inversión para construir una nueva planta de energía es una contribución importante a la transición de energía urbana. La modernización reducirá las emisiones locales de CO2 en hasta 60.000 toneladas al año“, declara Diana van den Bergh, Gerente de Proyecto de EnBW.

EnBW había encargado a MAN Diesel & Turbo que planificara la planta de cogeneración de motores en julio de 2016. Sin embargo, la decisión final de seguir adelante con el proyecto sólo se hizo después de la aprobación y autorización del gobierno alemán y la Comisión Europea con respecto a la legislación de cogeneración . “Con la nueva Ley alemana de cogeneración en vigor, finalmente hay seguridad jurídica para los inversores en centrales eléctricas en Alemania. El desarrollo de la cogeneración es vital no sólo para la transición energética, sino también para los objetivos de protección climática de Alemania“, declara el Dr. Tilman Tütken, Vicepresidente de MAN Diesel & Turbo y Jefe Europeo de Ventas de Centrales Eléctricas.

Las centrales eléctricas a gas a gran escala son una tecnología relativamente nueva para el mercado alemán, pero que tiene importantes beneficios para los operadores, especialmente en los sistemas energéticos que manejan grandes cantidades de energía renovable fluctuante“, afirma Tütken. “El proyecto de Gaisburg está usando nuestro concepto de planta de energía modular para instalaciones de cogeneración. El diseño modular puede ampliarse a partir de 7 MW según sea necesario.”

La velocidad de reacción y la flexibilidad operativa del sistema es otra ventaja para los operadores de centrales eléctricas. Los motores de gas MAN pueden alcanzar la potencia máxima en menos de cinco minutos y también pueden soportar rápidos cambios de carga sin ningún problema.

El corazón de la solución de cogeneración es el MAN 35/44G, un motor de gas de cuatro tiempos con opciones de turboalimentación de una o dos etapas. En las versiones de dos etapas, un compresor de baja presión y otro de alta presión están dispuestos en serie, aumentando así la eficiencia del motor. La versión de 20 cilindros tiene una potencia mecánica de 10 MW en el diseño de una sola etapa y 12,4 MW en la variante de dos etapas. La versión de dos etapas también está disponible como un motor de 12 cilindros en V con una potencia mecánica de 7,4 MW.

 ¿Cuáles son los principales escollos que un ciudadano español tiene que salvar si quiere implantar un sistema de autoconsumo energético en su casa, a diferencia de lo que ocurre en otros 19 países de todo el mundo? Según lo que se desprende de un estudio realizado por la Agencia Internacional de la Energía, las principales trabas con las que se encuentran los consumidores españoles son los impuestos que gravan la energía que no se consume de la red y la implantación de baterías, los límites en la potencia contratada y la falta de remuneración por la energía excedente generada que vuelve a la red.

Y esto ocurre a pesar de que España es uno de los 16 países analizados en los que se ha alcanzado ya la paridad de red, es decir, que en nuestro país el coste promedio de la producción eléctrica de una instalación de autoconsumo a lo largo de toda su vida útil es igual que el precio que tendría la electricidad consumida de la red.

El informe de la Agencia Internacional de la Energía analiza de forma comparativa la situación del autoconsumo en 20 países de todo el mundo, entre ellos Estados Unidos, Alemania o España.  El objetivo de este estudio es comprobar cuáles han sido los modelos de implantación de las instalaciones de autoconsumo en diferentes países, contrastar sus diferencias y ver cuáles son sus potenciales de mejora.

Adecuar la producción a la  energía que se consume

En este sentido, Diego García Carvajal, Director de la Oficina en España del Instituto Europeo del Cobre, señala que “realmente, el autoconsumo es una medida excelente para fomentar la eficiencia energética, con los beneficios medioambientales y el ahorro económico que supone para las familias,  más que una forma alternativa de generar electricidad fuera de la red convencional”.

“En este sentido”, continua Diego García Carvajal, “una manera de  fomentar esa eficiencia energética es concentrar el consumo  en las horas centrales del día.  Para ello, habría que programar los electrodomésticos (ej. lavadora, lavavajillas) para que funcionen durante estas horas. Otra posibilidad es utilizar bombas de calor-frío que nos permitan transformar y acumular la electricidad en forma de energía térmica como losas radiantes o termos, instalar baterías eléctricas, o incluso, pensando a medio plazo, podremos usar para el autoconsumo las baterías de los vehículos eléctricos”.

El estudio de la Agencia Internacional de la Energía se encuadra dentro del Programa sobre Sistemas de Energía Fotovoltaica que desarrolla este organismo y en el que participa la Comisión Europea y 29 organizaciones más. Dicho programa tiene como misión el potenciar la colaboración internacional para situar a la energía solar fotovoltaica como una pieza clave hacia la implantación de modelos de generación de energías sostenibles. El Instituto Europeo del Cobre también participa en esta iniciativa de la Agencia Internacional de la Energía.

Durante las últimas décadas la energía eólica se ha consolidado como un elemento impulsor clave del cambio de modelo energético que está experimentando el mundo actual. Buena prueba de ello es el crecimiento espectacular del sector eólico, tanto a nivel europeo como mundial. Según datos de la Asociación Europea de Energía Eólica (EWEA), la potencia eólica instalada en Europa creció de 4.8 a 94GW entre 1997 y 2011, lo que supone un 6.3% de la demanda energética europea actual.

Esta tendencia creciente continuará sin duda en los próximos años, con unas previsiones que apuntan a 230 GW en 2020 y a 400 GW en 2030, lo que supondría entre un 15 y un 30% de la producción eléctrica europea y un peso económico del 1% del Producto Interior Bruto. En este contexto, es fácil comprender el creciente interés de la Industria en la mejora de la evaluación, explotación y gestión del recurso eólico, tanto en entornos marinos como terrestres.

En parques eólicos terrestres el recurso eólico puede variar substancialmente de un punto a otro dependiendo de efectos orográficos locales y de las características del terreno. Por otro lado, los aerogeneradores perturban el campo de vientos generando una estela que afecta el rendimiento de otros aerogeneradores ubicados a sotavento y que, en entornos off-shore, puede adquirir tamaños considerables.

Artículo publicado en: FuturENERGY Diciembre 2013

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