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ACOGEN valora muy positivamente que la Comisión Europea inste al Gobierno a revisar la cogeneración en la propuesta de PNIEC. En la valoración del borrador, la CE especifica que “en relación a la producción combinada de electricidad y calor -la cogeneración-, el borrador del Plan contempla un desarrollo en el que una parte importante de la capacidad actual de cogeneración (fundamentalmente industrial y a gas) alcanzaría el final de su vida y no sería renovada o reemplazada (sección 3.2.2.5 del plan). Al mismo tiempo –señala la CE– parece que se ha utilizado un factor de emisión sorprendentemente alto para la electricidad de cogeneración. No está claro –continúa la CE– si la reducción de capacidad de cogeneración que se planifica es debida a una asunción exógena o es el resultado de una optimización dentro del modelo de trabajo. En cualquier caso, debe verificarse que la reducción planificada no es debida a un factor de emisión erróneo”. Continúa la valoración de Bruselas aclarando que “en la página 267 se recoge 0,575t/MWh, lo que parece atribuir todas las emisiones a la producción de electricidad y ninguna emisión a la producción de calor útil”.

La Comisión Europea viene a coincidir con una de las principales observaciones trasladadas por la patronal ACOGEN en sus sucesivas reuniones con diversas autoridades durante el análisis del borrador del PNIEC. La CE recoge, también, en relación a las medidas de eficiencia energética transmitidas por el Gobierno español, “la nueva medida planificada dedicada a la promoción de la cogeneración de alta eficiencia (plan para transformar cogeneraciones antiguas en unidades de cogeneración de alta eficiencia)”. Es este un plan que los cogeneradores vienen reclamando con insistencia y urgencia para transformar y modernizar el sector y conseguir plantas más flexibles, eficientes, climáticas y competitivas.

El borrador de plan comentado por la CE ha sido muy criticado por las industrias que emplean la cogeneración para producir el 20% del PIB industrial de España, que han venido reclamando un mayor “acompañamiento al sector industrial y un marco de apoyo a la cogeneración en la industria”, marco al que el propio Gobierno aludió en la presentación del PNIEC. Los industriales consideran que la cogeneración es una tecnología clave y eficaz para lograr una transición energética acertada salvaguardado la industria española. Las aportaciones de la cogeneración a la eficiencia y seguridad del suministro eléctrico y a la competitividad energética y climática de la industria son imprescindibles para compatibilizar un sistema eléctrico eficiente y competitivo y que España mantenga su actual producción industrial, exportaciones y empleo. La cogeneración es una tecnología de presente y de mucho futuro para la transición energética.

El borrador español apunta un calendario de cierre de las cogeneraciones en funcionamiento que originaría un importante retroceso en los objetivos de eficiencia, reducción de emisiones y de industria competitiva que promueve la UE. Ningún país realista pierde su producción más eficiente ni socava la competitividad de sus industrias exportadoras, antes bien otorgan un tratamiento exquisito a sus industrias en el proceso de transición energética.

La producción de cogeneración funciona dando servicio a más de 600 industrias papeleras, alimentarias, cerámicas, químicas, refino, automóvil, y de otros múltiples sectores cuyos procesos industriales son intensivos en energía y calor, y cuya competitividad energética es imprescindible.
La eliminación de 1 de cada 3 cogeneraciones podría conllevar graves consecuencias para la industria manufacturera, para el país y para la calidad del suministro eléctrico en los polígonos industriales, poniendo en inminente, directo y grave peligro la competitividad del 6% del PIB industrial del país y más de 60.000 empleos industriales en sectores básicos fuertemente sujetos a la competencia de los mercados exteriores.

La situación de retroceso de la cogeneración en el PNIEC de España contrasta con la de otros países industrializados como Alemania, que triplica su actual producción en cogeneración frente a España, y que prevé incrementar sus cogeneraciones del 18% de su mix presente al 21% en 2030 y mantenerlas más allá de 2040, mientras, en España se iría en la dirección contraria pasando del 10% al 5%.
El no acompañamiento y entendimiento con la industria podría conllevar una fuerte caída de las demandas energéticas y actividad del país, no en vano la industria consume 1/3 de toda la electricidad y 2/3 del gas natural. Preservar, potenciar y dar confianza a la industria para acometer la transición energética y evitar la deslocalización, es la dirección correcta y más eficaz en cualquier escenario de descarbonización.

Desde ACOGEN, los sectores industriales que empleamos cogeneración valoramos positivamente la consideración realizada por la CE al borrador del PNIEC y confiamos en que la transición energética se haga compatible con las necesidades de la industria calor intensiva y sus aportaciones de actividad económica, empleo de calidad y bienestar al país.

El equipo de EDE Ingenieros lidera el desarrollo del proyecto de I+D Geniusvap, que tiene como objetivo el aprovechamiento del calor residual en la industria. El proyecto se enmarca en el ámbito de la fabricación avanzada. Cuenta con la colaboración de Tecnalia y la participación de Unilever, Mecet y EBI Systems, con el apoyo del Clúster Vasco de Energía. El consorcio participante ha finalizado recientemente la primera fase de desarrollo.

El objetivo técnico de Geniusvap es la fabricación de un equipo térmico capaz de recuperar calores residuales en la industria y revalorizarlos, obteniendo vapor de baja presión para el autoconsumo en distintos procesos en planta. El principal componente de innovación consiste en emplear para la bomba de calor de alta temperatura un fluido térmico con bajo potencial de calentamiento global (low GWP), algo inexistente en el mercado. Esta solución está en línea con la normativa F-Gas, la cual ha determinado una serie de restricciones sobre el uso de refrigerantes hasta 2030, lo que genera barreras de entrada a competidores que trabajen con fluidos con un GWP>150. A día de hoy países como Dinamarca y España han creado impuestos para estos gases. De esta manera, el equipo desarrollado supondrá un aspecto diferenciador respecto al resto de competidores.

El proyecto incluye la fase de conceptualización, ya realizada, y posteriormente el diseño y la creación del prototipo. También se contempla la realización de pruebas en un banco de ensayos experimental y en condiciones reales para abordar su posible comercialización.

Geniusvap da respuesta a la necesidad de crear nuevas soluciones industriales que aporten un mayor grado de competitividad a las empresas en el ámbito internacional. Con la aplicación de esta tecnología los indicadores de eficiencia energética y emisiones ambientales de las industrias se verían positivamente afectados, con los beneficios económicos y medioambientales que ello conlleva.

La constante necesidad de incrementar la competitividad requiere a las empresas seguir profundizando en la mejora energética, pero a medida que se va avanzando los potenciales de ahorro son cada vez más limitados. El aumento de los precios de los combustibles fósiles, los reglamentos de emisiones cada vez más restrictivos, y la presión constante para reducir los costes operativos, apuntan a la necesidad de reducir el consumo de combustible mediante la recuperación de calor residual.

El ahorro energético mediante el aprovechamiento de calor residual en la industria es cada vez más relevante. El consumo de energía de los ocho sectores industriales más importantes representa el 25% del consumo total dentro de la Unión Europea. Entre el 20-50% de esa energía se pierde en forma de calor residual. Esto pone de manifiesto la importancia que tienen las tecnologías de recuperación de calor como método para reducir los consumos y los costes de fabricación en la producción.

El calor residual es la energía térmica que se genera en las plantas industriales y no se trasfiere a ningún proceso. Las fuentes de este calor son los gases de combustión emitidos a la atmósfera, productos calentados en el proceso industrial, fluidos de transferencia de calor para la refrigeración de equipos y el calor emitido por las superficies de los equipos. Hoy en día existen numerosas tecnologías de recuperación de calor residual que han sido aplicadas en procesos industriales, pero siguen existiendo limitaciones tecnológicas y de mercado. Asimismo, aunque lo más habitual es aprovechar fuentes de calor residual de alta y media temperatura, a medida que se implementan medidas para ese aprovechamiento, la cantidad de calor residual a baja temperatura aumenta.

El potencial existente para la recuperación de calor residual a baja temperatura es enorme y el mercado potencial de esta tecnología abarca muchos sectores industriales que producen grandes cantidades de calor residual de baja temperatura, y podría ser reutilizado una vez este fuera revalorizado. Se trata de industrias de consumo energético intensivo, como la papelera, siderúrgica, química y petroquímica, alimentaría, maquinaría industrial, etc.

Dentro de dichos sectores y otros, aquellos procesos que presentan un mayor potencial para la aplicación de la tecnología son, por ejemplo, los procesos de secado, lavado, generación de agua caliente y/o vapor, pasteurización y destilación. El proyecto Geniusvap se orienta principalmente al sector industrial, pero sus resultados también son aplicables a otras áreas de actividad.

EDE Ingenieros lidera el proyecto aportando su conocimiento y experiencia en la aplicación de soluciones de ingeniería para la optimización energética de los procesos de producción. Su equipo es el responsable del diseño y desarrollo del prototipo final. Además, identificará el potencial real del producto desarrollado para su introducción en el mercado.

Además, otras tres empresas contribuirán desde distintos ámbitos. El objetivo final es probar la tecnología en condiciones reales. Para ello, la empresa Unilever aporta su planta de procesos ubicada en la zona de Leioa (Bilbao) y su conocimiento en el sector de la industria alimentaria. Esta planta dispone de flujos de calor residual importantes a alta temperatura (<100ºC) y a su vez el proceso requiere de generación de vapor a baja presión. Mecet, como fabricante de equipos térmicos y especializados en recuperación de calor, aporta su conocimiento y experiencia en los componentes necesarios para la fabricación del sistema y EBI Systems su conocimiento y experiencia en electricidad y electrónica de equipos industriales. La participación de Tecnalia Reserach & Innovation (Centro de la Red Vasca de Ciencia y Tecnología) es clave dado que su ámbito de aplicación y especialización se diversifica en toda la cadena de valor del desarrollo tecnológico del producto. El proyecto cuenta con el apoyo del Clúster de la Energía de Euskadi y se enmarca también en la creación de nuevas actividades y negocios en torno a la gestión eficiente del calor, en un marco de cooperación intersectorial.

Rolls-Royce ha firmado un contrato con el contratista EPC TTS Martin, s.r.o. para el suministro de una central eléctrica de 28 MWe para la empresa estatal de servicios públicos Martinska teplarenska, a.s. en Eslovaquia. La planta estará equipada con tres motores de gas natural Rolls-Royce Bergen B35: 40V20AG2 y cuatro calderas de agua caliente, que reemplazarán la actual operación con carbón. Además de electricidad, los motores y calderas suministrarán más de 28 MW de calor a la mayoría de los 60,000 habitantes de las ciudades de Martin y Vrutky.

La planta de calefacción urbana Martinska teplarenska utiliza actualmente lignito de baja calidad para la producción de calor, que es de bajo rendimiento y no ecológico. Especialmente en las condiciones que prevalecen en la región de Martin, que está rodeada de montañas y es incapaz de disipar la contaminación, es crucial buscar las soluciones más eficientes y ecológicas para la producción de calor y energía.

La modernización de la planta de calefacción urbana es parte de la estrategia de Martinska teplarenska hacia el suministro de energía ecológica y sostenible y la reducción de sus operaciones con carbón. Tomaron la decisión estratégica de invertir en motores recíprocos a gas y calderas de gas como una solución a más largo plazo que los sistemas de postratamiento de gases de escape para reducir las emisiones emitidas por las centrales eléctricas de carbón. La serie de gases B35:40 cumple con los requisitos de emisiones cada vez más estrictos, con emisiones excepcionalmente bajas de NOx, CO y UHC combinadas.

Se prevé que la nueva planta Martinska teplarenska entre en operación comercial a principios de 2020, y será la segunda central eléctrica de Rolls-Royce con motores a gas B35: 40 Bergen en Eslovaquia. La primera se pondrá en marcha en mayo, generando un total de 37 MWe de calor y energía para la empresa de calefacción urbana Teplaren Kosice, a. s.

Los motores de velocidad media Rolls-Royce están diseñados de manera flexible para diferentes modos de operación y se pueden usar para generar carga base, potencia máxima u operar en ciclo combinado. Al utilizar el agua caliente de los motores, la planta se usará para la calefacción de distrito del área circundante. El calor de los motores también se puede utilizar para producir vapor en los generadores de vapor de recuperación de calor para abastecer a los clientes industriales si es necesario.

La empresa soriana Rebi ha solicitado el procedimiento de licitación de una parcela municipal en el ayuntamiento de Alcorcón para construir su sexta Red de Calor de distribución de energía térmica de biomasa para abastecer de calor y agua caliente sanitaria a más de 16.000 viviendas y más de un centenar de edificios públicos. El pasado jueves 7 de marzo el consejero delegado del Grupo Amatex-Rebi, Alberto Gómez Arenas, registró el proyecto en el consistorio, “llevamos desde febrero de 2017 trabajando con la Oficina de Inversor del Ayuntamiento de Alcorcón con muy buena acogida, por lo que ahora solo nos falta mantenernos a la espera del procedimiento abierto y del resultado de la declaración de impacto ambiental por parte de la Comunidad de Madrid”, explica Gómez Arenas.

Se plantea la incorporación de 36 MW de potencia térmica instalada en la central de nueva construcción, con tres calderas de biomasa de 12 MW cada una y un depósito de inercia de 10.000 m3 de agua y 238 MWh. La instalación tendrá capacidad para producir 150 GWh de energía térmica. Se trata de un proyecto que contempla 32 km de red en constante evolución bajo las calles de Alcorcón compuesta de tubos preaislados en doble dirección que trasportan la energía térmica a través de agua caliente a 90 ºC en su interior. Para la combustión de las calderas serán necesarias 37.500 t de biomasa en forma de astilla.

Los edificios conectados, en caso de conseguir la adjudicación de la parcela, dejarán de emitir 38.000 toneladas de CO2 a la atmósfera y los clientes de la Red podrán disfrutar de un ahorro económico de en torno a un 15%. La previsión de arranque de la infraestructura se sitúa a finales de 2020 o principios del año 2021, siempre y cuando la adjudicación del terreno y las licencias se resuelvan a favor de Rebi.

La pretensión del proyecto es extender la red de calefacción centralizada a lo largo de las zonas del parque de Lisboa, avenida Cantarranas, avenida de Lisboa y su alrededores, así como el parque Ondarreta.

La tecnología de intercambiadores de calor Sondex® y los variadores de velocidad VLT® de Danfoss garantizan una eficiencia de primer nivel en el control de bombas y la transferencia de calor en la planta de calefacción solar más grande del mundo. La planta aprovecha la energía para calentar los hogares y lugares de trabajo de 40.000 ciudadanos, y suministra el 18-20% del consumo anual de calor de la ciudad de Silkeborg, Dinamarca. La planta reduce las emisiones de CO2 en 15.700 t anuales, lo que ayuda a Silkeborg a alcanzar su ambicioso objetivo de neutralidad de CO2 en la producción de calor para el año 2030.

La planta de Silkeborg está diseñada para producir 80.000 MWh de calor al año. Se eligió la tecnología de calentamiento solar de agua porque permite el almacenamiento de la energía solar recolectada durante el día para usarla de noche o en una época diferente del año. Esto amplía el valor agregado del sol y hace que las soluciones solares sean aún más rentables.

La planta de calefacción solar de Silkeborg contiene 22 km de tuberías que unen 12.436 paneles de calefacción solar, instalados en un área de 50 ha. El campo solar está construido en cuatro secciones independientes, para garantizar la máxima fiabilidad de funcionamiento. Si surge un problema operativo en un campo, los operadores lo aíslan y dejan en funcionamiento los otros tres.

La planta está diseñada para una vida útil de 25 años. Es una planta altamente eficiente, de hecho es de 4 a 6 veces más eficiente que los sistemas residenciales típicos de calentamiento de agua con energía solar instalados en los tejados de casas privadas.

Esta planta de calefacción solar está gestionado por los intercambiadores de calor Sondex® y los variadores de velocidad VLT® de Danfoss, que han generado una reducción de costes del 30% en su primer año de operación, en comparación con los sistemas tradicionales de accionamiento.

Reducción del consumo energético de bombeo

Cuatro bombas de gran tamaño funcionan continuamente en paralelo para distribuir el agua caliente a los consumidores. Además, otras cuatro bombas más están disponibles en modo de espera como seguridad, por si tuvieran que reemplazar a las que están funcionando. Las ocho bombas de agua están controladas por variadores de velocidad VLT® AQUA de Danfoss para mantener al mínimo su consumo energético.

Eficiencia en la transferencia de calor

Un total de cuatro intercambiadores de calor suministrados por Sondex® están conectados a la planta de calefacción solar. Corresponden al modelo S221, que cuenta con entre 884 y 936 placas. En la empresa de servicios públicos de Silkeborg, los edificios se adaptan al tamaño de los intercambiadores de calor, que están diseñados específicamente para esta aplicación, debido a las diferencias de nivel del paisaje.

Silkeborg podría haber seleccionado un modelo de intercambiador de calor más pequeño, pero entonces no se podrían alcanzar temperaturas tan próximas en los lados primario y secundario, como sí ocurre con los intercambiadores de mayor tamaño, que fueron elegidos por el proveedor de los paneles solares Arcon Sunmark.

Silkeborg District Heating Utility decidió crear un sistema PN10 y, en consecuencia, los intercambiadores de calor se calcularon de acuerdo con la caída de presión en los paneles solares. El intercambiador Sondex® S221 es actualmente el modelo más alto con tamaño de conexión DN200 de esta firma.

Al tener un alto diferencial de temperatura, pueden operar a un flujo más bajo, lo que significa que no es necesario invertir en bombas más grandes. Al mismo tiempo, una pequeña LMTD (diferencia media logarítmica de temperatura) puede mantener la temperatura en el lado de calefacción urbana cercana a la temperatura del lado de la planta solar, lo que permite la transferencia de tanta energía como sea posible.

MAN Energy Solutions ha ganado el contrato para proporcionar una nueva solución de producción combinada de calor y electricidad (cogeneración) para el aeropuerto Ben Gurion en Tel Aviv, Israel. Como futura principal fuente de energía, un motor dual MAN 9L51/60DF suministrará al aeropuerto 9,2 MW de energía eléctrica. El motor funcionará principalmente con un suministro doméstico de gas natural. La entrega de la planta, tras su construcción por la compañía israelí Telemenia, está planeada para finales de 2019.

El motor de la central eléctrica no solo generará electricidad, sino que también contribuirá al sistema de aire acondicionado del aeropuerto a través de la cogeneración. En lugar de un enfriador de compresión convencional alimentado por electricidad, el sistema de aire acondicionado explotará el calor generado por el motor para proporcionar refrigeración.

La solución de cogeneración no solo aumenta la eficiencia de la planta hasta más del 70%, sino que el aeropuerto también ahorrará la electricidad que de otro modo se habría requerido para operar la enfriadora.

Una solución indispensable

Con más de 16,5 millones de pasajeros al año, el aeropuerto Ben Gurión es el aeropuerto más grande e importante de Israel, lo que hace indispensable un suministro de energía fiable. La operación de la nueva instalación significará que el aeropuerto ya no extraerá su energía de la red nacional sino que, más bien, operará independientemente del suministro energético público.

Para cumplir con los altos estándares de seguridad, se debe garantizar el suministro de energía del aeropuerto en caso de cualquier crisis. En consecuencia, la fiabilidad de la tecnología utilizada es de gran importancia. Gracias a su capacidad de combustible dual, el motor MAN 9L51/60DF permanecerá en pleno funcionamiento, incluso durante cualquier interrupción del suministro de gas.

El grupo de ingeniería y tecnología Senery Acciona Industrial han logrado otro importante hito al comenzar el proceso de fundido de sales en la planta solar termoeléctrica Kathu Solar Park. Las sales fundidas serán usadas para almacenar el calor obtenido del campo solar y que, más tarde, se puede recuperar para producir vapor y generar electricidad en ausencia de radiación solar, extendiendo la capacidad operativa de la planta después de la puesta de sol y durante tiempo nublado.

Gracias a este sistema de almacenamiento en sales fundidas, con capacidad para almacenar 4,5 horas, el complejo solar CSP Kathu Solar Park suministrará energía limpia a 179.000 hogares. La central utiliza el sistema SENERtrough®-2, una tecnología de captadores cilindro-parabólicos específicamente diseñada y patentada por Sener, destinada a mejorar la eficiencia de la planta. La relevancia de este sistema – la combinación del SENERtrough®-2 más el sistema de almacenamiento en sales fundidas – radica en que la planta no solo proveerá electricidad durante los periodos soleados, sino que será capaz de suministrar conforme al pico de demanda, sin el considerable gasto que supone un almacenamiento en batería.

Siyabonga Mbanjwa, director de Sener en Sudáfrica, comentaba: “El uso de las sales fundidas como sistema de almacenamiento térmico permitirá a Kathu Solar Park operar de una manera costo-eficiente, almacenando la energía generada por el sol y produciendo y suministrando electricidad en ausencia de radiación solar, para satisfacer los picos de demanda. En SENER, nuestro objetivo es proporcionar la tecnología más innovadora, conforme a estrictos estándares de Seguridad y Salud, para garantizar un resultado operativo excelente y una estabilidad térmica para un suministro de energía fiable y sostenible”.

Roberto Felipe, director de Operaciones de Acciona Industrial, decía: “Este proyecto es tecnológicamente vanguardista y la complejidad de la ingeniería y la construcción solo es comparable a grandes obras de infraestructuras. En Acciona, estamos comprometidos con el desarrollo económico y social de las regiones donde se ubican nuestros proyectos, y el impacto positivo que esta planta está teniendo en Kathu y las áreas colindantes es motivo para que continuemos ejecutando estos trabajos con los mismos altos estándares de calidad”.

El complejo Kathu Solar Park es uno de los proyectos seleccionados en la tercera ronda del programa de compra de energías renovables de productores energéticos independientes, REIPPPP (Renewable Energy Independent Power Producer Procurement Program), dirigido por el Departamento de Energía sudafricano (DOE).

La joint venture formada por Sener y Acciona Industrial fue seleccionada por el consorcio constructor liderado por ENGIE para suministrar los servicios de ingeniería, compras y construcción en Kathu Solar Park. La construcción de la planta se inició en mayo de 2016 y está previsto que finalice en los próximos meses. Durante la fase de construcción se están creando alrededor de 1.400 puestos de trabajo. Una vez entre en operación, se estima que Kathu Solar Park ahorrará seis millones de toneladas de CO2 durante 20 años y promoverá el desarrollo económico local a través del KSP Trust y del Kelebogile Trust, que ya han invertido notablemente en la comunidad local, lo que representa una significativa contribución para la población de la municipalidad de John Taolo Gaetsewe, en Cabo Norte.

La empresa pública de vivienda y urbanismo del Gobierno de Navarra ha iniciado ya los trámites para licitar la puesta en marcha y explotación de la Central de Calor de la Txantrea, un novedoso y ambicioso proyecto vinculado a la rehabilitación energética de este barrio pamplonés, que dará suministro a las redes de calor y agua caliente de más de 4.500 viviendas y varios edificios dotacionales, utilizando además la biomasa forestal como fuente de energía renovable.

El proyecto de Nasuvinsa está impulsado y arropado de forma transversal por tres equipos del Gobierno de Navarra –los departamentos de Desarrollo Económico, Derechos Sociales y Desarrollo Rural y Medio Ambiente que dirigen Manu Ayerdi, Miguel Laparra e Isabel Elizalde-, en cuanto que supone una innovadora iniciativa en materia de transición energética, rehabilitación de vivienda y sostenibilidad medioambiental, respectivamente.

En este sentido, la utilización de la biomasa forestal como fuente renovable de origen local, la introducción de la eficiencia energética en la rehabilitación de edificios o la reducción en un 80% de emisiones de gases de efecto invernadero en este ámbito son algunos de los factores que convierten a la Central de Calor de la Txantrea en un proyecto pionero en el Estado.

La sociedad pública de vivienda y urbanismo del Gobierno de Navarra ha publicado en el Boletín Oficial de Navarra (BON) el período de información pública, durante un mes, del anteproyecto de construcción y explotación de la red de calor en el barrio de la Txantrea, así como del estudio de viabilidad del posterior contrato de concesión.

Un proyecto vinculado a Efidistrict

Nasuvinsa ha pilotado en la Txantrea, en colaboración con el Ayuntamiento de Pamplona, el pionero proyecto Efidistrict de rehabilitación y regeneración energética integral –envolventes térmicas y renovación de redes-, cuyas primeras obras arrancaron hace ahora un año en una veintena de edificios de las agrupaciones de vivienda social de Orvina y que ahora ha duplicado su ámbito de actuación, extendiéndose a otras zonas del barrio. Esta novedosa intervención urbanística global, que contribuirá a transformar el barrio de la Txantrea, se complementa ahora con la licitación, instalación y explotación de una Central de Calor de inversión público-privada.

La central térmica estará ubicada en el acceso a Orvina por la Ronda Norte (PA-30) –en tres parcelas compartidas por los municipios de Pamplona y Burlada, que han sido elegidas por su ubicación y ser de titularidad pública- y, tras el proceso de licitación del proyecto, adjudicación de las obras y período de construcción, estará ya en pleno rendimiento en 2020, ampliándose a una segunda fase a partir de 2023. En la primera fase tendrá una capacidad de producción térmica de 14,5 MW y tres años después se duplicará hasta alcanzar los 29 MW.

Esta infraestructura alimentará inicialmente las redes de calefacción y agua caliente de más de la mitad de las 8.000 viviendas que integran la Txantrea, con vocación de extender también el suministro al resto del barrio y al municipio colindante de Burlada, así como a varios edificios asistenciales y de servicios situados en el entorno de la central, como el Centro Psicogeriátrico San Francisco Javier.

La central de la Txantrea implica en su conjunto una inversión total de más de 13,6 M€ entre las dos fases. La sociedad pública Nasuvinsa invertirá 6,4 M€ en obras y urbanización para poner en marcha el proyecto –con 3 M€ procedentes del fondo europeo Feder- y el resto de la inversión –otros 7,2 M€ en dos fases- correrá a cargo de la empresa que resulte adjudicataria en el procedimiento de licitación que se abrirá después del verano, que regulará el contrato de concesión para la construcción y explotación de la central por un período de 25 años. La concesionaria será retribuida directamente por medio del precio que abonen los vecinos usuarios de su servicio y, a su vez, abonará a Nasuvinsa un canon anual por la explotación.

Los beneficios del uso de la biomasa

El proyecto destaca especialmente por la utilización de la biomasa forestal como combustible de generación energética en un 90% -el máximo en este tipo de instalaciones- y la central se servirá de gas natural únicamente en el 10% restante, de forma subsidiaria y como alternativa para cubrir los principales picos de demanda. La biomasa como fuente de energía renovable, alternativa a los actuales combustibles fósiles como el gasóleo o el gas, permite disminuir la dependencia energética exterior, además de considerarse neutra en emisiones de CO2 y de facilitar la generación de empleo local en el ámbito rural.

El uso de la biomasa como combustible proporcionará una calificación energética A para todas aquellas viviendas que se conecten a la red de calor de esta nueva central, lo que supone, teniendo en cuenta que los edificios de este ámbito fueron construidos antes de 1980, la mejora de al menos una letra en la escala.

Además, el volumen de biomasa que se estima requerirá la central térmica de la Txantrea para su funcionamiento rondará entre las 6.000 y 13.000 toneladas anuales, lo que va a permitir la creación de una cadena logística estable que garantizará unos ingresos importantes a las entidades locales suministradoras de recursos forestales implicadas en el proyecto.

En cuanto a los beneficios ambientales, la centralización de la producción térmica de la Txantrea en una sola infraestructura va a permitir la supresión de 15 puntos de emisión de GEI situados entre las viviendas del interior del barrio –reduciéndolas a 13.000 tCO2eq, lo que supone una disminución del 80%-, además de otras ventajas relacionadas por la gestión del ahorro de consumo energético o la utilización de una fuente renovable.

En cuanto a la red de distribución de calor, el proyecto de la Txantrea contempla desplegar 4,5 km de trazado, que puede ir ampliándose en función de la demanda, enterrado en una zanja que transportará la energía desde la central de producción hasta los puntos de intercambio en los edificios o grupos de calor existentes. La misma zanja dispondrá de canalizaciones para el paso de cableado de fibra óptica que permitirá monitorizar el funcionamiento de la central, tanto de la red como de los puntos de entrega de energía a los clientes en tiempo real.

MAN Energy Solutions ha firmado un acuerdo de cooperación con ABB para el desarrollo, producción y comercialización de un sistema de almacenamiento de energía de tres formas. El nuevo sistema de almacenamiento de energía electro-térmico (ETES, por sus siglas en inglés) almacena electricidad, calor y frío a gran escala para su distribución a los consumidores.

ETES utiliza excedentes de electricidad renovable para generar calor y frío para su almacenamiento en depósitos aislados durante el llamado “ciclo de carga”. El calor y el frío se pueden volver a convertir en energía eléctrica bajo demanda. Además, es posible distribuir el frío y calor almacenados a diferentes tipos de consumidores. Por ejemplo, el calor puede transferirse a una red urbana de calefacción, a una industria de procesamiento de alimentos, a instalaciones de lavandería, etc., mientras que las aplicaciones para el frío incluyen refrigeración de centros de datos, de estadios de hockey sobre hielo o aire acondicionado para rascacielos. El sistema es independiente de la ubicación y está diseñado para adaptarse a diversas condiciones de contorno.

ETES es el único sistema de almacenamiento capaz de almacenar electricidad, calor y frío al mismo tiempo y también distribuirlos a los consumidores, lo que lo hace único. Debido a su alta eficiencia general, su carácter modular y su bajo impacto ambiental, ETES es una solución de almacenamiento de energía sostenible adecuada para una amplia gama de aplicaciones en todo el mundo.

La tecnología de turbomáquinas y el diseño de proceso del ciclo de carga y descarga son los elementos clave de este sistema de almacenamiento de energía y reflejan las competencias centrales de MAN Energy Solutions. ETES presenta el turbocompresor sellado herméticamente HOFIM™ de MAN dentro del ciclo de carga para comprimir el fluido de trabajo, CO2, a su estado supercrítico, típicamente 140 bar y 120 °C.

Ciclo de carga

(1) El turbocompresor HOFIM™ funciona con energía excedente de recursos renovables, comprimiendo CO2 en el ciclo, que se calienta a 120 °C.
(2) El CO2 se alimenta a un intercambiador de calor y calienta el agua.
(3) El agua caliente se almacena en tanques aislados, cada uno a un nivel de temperatura definido por separado.
(4) Aún bajo alta presión, el CO2 se alimenta a un expansor, lo que reduce la presión: el CO2 se licua y se enfría.
(5/6) El CO2 licuado se bombea nuevamente a través de un sistema de intercambio de calor, esta vez en el lado frío del sistema. Se toma calor del agua circundante y se forma hielo en el tanque de almacenamiento de hielo.

Danfoss y A.P. Møller Holding A/S han llegado a un acuerdo de colaboración como parte de un proyecto para desarrollar y explorar el potencial de un acercamiento industrial a la energía geotérmica en Dinamarca.

El potencial geotérmico de Dinamarca es bastante elevado y la energía geotérmica, como fuente limpia, es una opción clara con vistas a desempeñar un rol importante en los futuros sistemas energéticos. El calor geotérmico complementa otras fuentes de energía renovable y, combinado con bombas de calor, puede cubrir entre el 15 y el 30% de la demanda de calor en grandes redes urbanas de calor.

La energía geotérmica tiene el potencial para jugar un papel importante en la transición hacia un suministro de calor basado en fuentes de energía renovable. Completamente implementada, la energía geotérmica, junto con las bombas de calor, puede cubrir entre el 10 y el 15% de la demanda total de energía en Dinamarca y jugar un papel importante asegurando el abastecimiento de energía verde en el futuro.

Utilizar el gran potencial de la energía geotérmica como fuente de energía limpia y sostenible a mayor escala de lo que se ha estado utilizando hasta ahora implica una nueva perspectiva de negocio muy interesante. Potencialmente, la energía geotérmica puede ser para las redes de calefacción urbana lo que el viento es para los sistemas eléctricos. Además, como la calefacción urbana es un requisito para el calor geotérmico, vemos un buen potencial de negocio en este proyecto, y estamos dispuesto a apoyar el proyecto ya que ofrece buenas oportunidades para desarrollar nuestro negocio de calefacción, al mismo tiempo que ofrece unas buenas perspectivas socioeconómicas a gran escala para optar por las energías renovables,” afirma Lars Tveen, Presidente de Danfoss Heating.

El Presidente del Consejo de Danfoss, Jørgen M. Clausen, animó a A.P. Møller Holding a investigar el potencial de la industria geotérmica de baja temperatura de Dinamarca. Juntos, Danfoss y A.P. Møller Holding tienen una serie de habilidades únicas en sistemas de calefacción urbana, suministro de energía y exploración, desarrollo y extracción de los recursos subterráneos.

Siempre me ha interesado la energía geotérmica de Dinamarca. Sin embargo, la energía geotérmica de alta temperatura solamente está disponible en unos pocos lugares de Europa como por ejemplo Islandia. El concepto que hemos estado desarrollando está basado en energía geotérmica de baja temperatura utilizado en la construcción descentralizada con numerosas unidades pequeñas, muy sencillas de introducir en áreas urbanas. Estoy convencido que combinando la experiencia y habilidades de A.P. Møller Holding y Danfoss podemos conseguir una mejora en la industrialización de la energía geotérmica de baja temperatura, abundante en Dinamarca,” concluye Jørgen M. Clausen.

Con el acuerdo entre A.P. Møller Holding y Danfoss Heating, se ha asignado a un grupo de expertos para trabajar en el proyecto con el objetivo de desarrollar la calefacción de distrito, así como los canales de suministro de energía y sistemas de calefacción en Dinamarca. Además, este grupo se centrará en la presentación de nuevas herramientas y un marco normativo necesario para desbloquear el potencial de la energía geotérmica en Dinamarca.

Calefacción urbana subterránea sostenible

De acuerdo con un estudio realizado por la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA), el calor geotérmico es una de las mejores medidas para reducir las emisiones de CO2. IRENA estima que es más barato promocionar el aumento de energía geotérmica en el sector de la calefacción que aumentar la proporción de biomasa en áreas donde los recursos geotérmicos están presentes.

A pesar de que los recursos geotérmicos en el subsuelo danés son importantes; en la actualidad solo existen tres pequeñas plantas geotérmicas en Dinamarca. Una de las razonesa por las que los sistemas geotérmicos no están más generalizados es el riesgo económico asociado a la perforación.

COMEVAL