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Almirall, S.A (ALM) ha finalizado la construcción de una innovadora instalación fotovoltaica de 800 kWp, situada en su planta farmacéutica de Sant Andreu de la Barca (Barcelona), que pretende ahorrar un 12 % en el consumo de energía eléctrica del centro industrial. Esta iniciativa forma parte de su política basada en promover el uso de energías renovables con el fin de reducir las emisiones de dióxido de carbono.

La instalación de esta planta solar, fruto de los esfuerzos de Almirall por crear un modelo de eficiencia energética mediante proyectos innovadores, constituye un importante precedente en la lucha contra el cambio climático. Ya en el año 2017, Almirall puso en marcha en su planta química de Sant Celoni la primera huerta solar de España conectada directamente a una planta de producción.

Con la construcción de esta planta fotovoltaica, Almirall espera poder reducir su dependencia del consumo de energía de la red en más de 1.200 MWh al año en su centro de Sant Andreu. Generará, con energía 100% renovable y local, el equivalente al consumo anual medio de aproximadamente 350 viviendas. Adicionalmente, y gracias a la construcción de la planta fotovoltaica, Almirall evitará en este centro la emisión a la atmósfera de 479 toneladas de CO2.

Toda la energía producida por esta instalación fotovoltaica será aprovechada y consumida de manera instantánea por la planta de Sant Andreu, lo que supone un abastecimiento de un 12% de sus necesidades eléctricas.

Los paneles solares estarán instalados en la cubierta del edificio, las marquesinas del aparcamiento y sobre el terreno, y la planta fotovoltaica transformará la radiación solar en energía eléctrica.

Esta tecnología es capaz de captar la máxima energía durante todas las horas del día y todos los meses del año. Su potencia es de 800 kWp, permitiendo generar cerca de 1.200 MWh al año de energía limpia para autoconsumo.

Víctor Molina, Director Facility Management de Almirall, ha destacado: “Alcanzar nuestros objetivos es tan importante para Almirall como el modo en que lo hacemos. Por eso, nuestro compromiso con la sociedad va más allá de ofrecer soluciones científicas a nuestros pacientes. Se basa también en desarrollar un modelo de eficiencia energética mediante una política medioambiental propia que garantice el uso responsable de los recursos”.

Esta iniciativa se enmarca dentro de la Estrategia de Lucha Contra el Cambio Climático de Almirall que busca, entre otros aspectos, impulsar la generación de energías sostenibles. Con este nuevo hito la compañía cumple además con su objetivo de mejorar su desempeño energético conforme a la norma ISO 50001:2011. La norma fue implantada a partir de 2013 en todos sus centros españoles y posteriormente se implementó en Alemania, donde tienen contratados los suministros energéticos bajo la modalidad de “Energía Verde”.

Adicionalmente a los beneficios ambientales, gracias a las dos plantas fotovoltaicas, Almirall podrá fijar una parte importante de su coste energético, evitando subidas en el coste de la electricidad.

Trabajando por un planeta más sostenible

Con la apertura de la planta solar de Sant Andreu de la Barca, Almirall refuerza su estrategia de poner en marcha medidas continuadas para hacer más sostenibles sus procesos de producción y de reducir el impacto ambiental en todas las áreas operacionales de la compañía. Los esfuerzos en esta materia se extienden a lo largo de todo el ciclo de vida del producto: desde su diseño en I+D y su fabricación, hasta la adquisición de las materias primas y el proceso de desecho de residuos.

Desde el año 2012, Almirall ha logrado alcanzar mejoras del 18% en el total de su consumo de electricidad y gas, gracias a las acciones llevadas a cabo en el marco del desarrollo de 149 proyectos de mejora energética, que tienen como objetivo común minimizar los efectos del cambio climático. “Nuestro principal propósito en todos los centros es impulsar las energías renovables. Cuidamos de las personas, por eso estamos comprometidos en buscar soluciones de eficiencia energética, para contribuir en la construcción de un entorno más sostenible”, ha explicado Víctor Molina.

El modelo de eficiencia energética de Almirall se basa en la búsqueda iterativa de proyectos y de nuevas tecnologías que han sido aplicadas progresivamente, de acuerdo con las necesidades de cada uno de los centros. De esta manera, la compañía ha logrado implementar innovadoras tecnologías como la levitación magnética y la humectación por nebulización de agua por alta compresión, que permiten reducir el consumo energético en compresores de equipos de frío y en los sistemas de vaporación por resistencias y/o electrolisis tradicionales.

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Siemens presenta en el área portuaria de Bouzas del Puerto de Vigo, el proyecto Core LNGas Hive que permite el suministro de energía eléctrica a un buque ro-ro a través de un generador alimentado con gas natural licuado. Este programa, cofinanciado por la Unión Europea, busca reducir de manera efectiva las emisiones generadas por los barcos durante su estancia en el puerto, al sustituir el funcionamiento de los motores diésel de la nave por unidades móviles de GNL. Su diseño versátil permite su aplicación en cualquier barco y puerto.

El sistema, pionero en Europa, está compuesto por dos contenedores de 40 pies que facilitan tanto el transporte a bordo de las embarcaciones durante los trayectos entre puertos, como la carga y descarga de los mismos. Permite, a su vez, una rápida instalación en el muelle donde la embarcación esté atracada.

El primero de los contenedores, el principal, alberga en su interior un grupo motogenerador de gas, compuesto por un motor Siemens SGE56SL que lleva acoplado un alternador y es capaz de generar 823 kWe de potencia eléctrica a 400V/50Hz para abastecer de energía eléctrica la embarcación.

El segundo de los contenedores alberga el sistema de alimentación de gas de la unidad principal generadora. Dicho sistema de alimentación está compuesto por dos tanques de GNL de 5m3 cada uno, y una unidad de gasificación que proporciona el gas combustible necesario para alimentación del grupo motogenerador.Siemens ha sido responsable de la construcción del motor generador de gas, desarrollado en la fábrica de Zumaia, en Guipúzcoa. Se trata de un motor que pertenece a una nueva serie de generadores a gas para aplicaciones marinas que ofrecen la máxima fiabilidad y disponibilidad con mínimas emisiones en toda una gama de potencias. El motor está completamente adaptado al sector marítimo, ya que cumple con todas las condiciones para que funcione a bordo de un barco. Su refrigeración es externa, mediante un circuito secundario de agua de mar. La generación eléctrica a través de un motor de gas natural permite reducir cerca del 85% de los niveles de emisión de óxidos de nitrógeno y eliminar las emisiones de partículas en suspensión y óxidos de azufre.

La compañía muestra en Vigo cómo a través de su tecnología de última generación puede garantizar un suministro de energía rentable, seguro, eficiente y sostenible para todo tipo de barcos pesqueros, remolcadores, tanqueros, cargos, ferries, dragas y oceanográficos. Y es que, en los próximos años, estos requisitos resultarán imprescindibles, ya que los barcos deberán cumplir una serie de normas para poder faenar en otros países. Para ello, los armadores y astilleros deberán llegar a acuerdos para construir buques de mayor tamaño, con mayor potencia y respetuosos con el medio ambiente. Además, con estas pruebas, la autoridad portuaria de la ciudad cumple con la segunda etapa de lo establecido en el protocolo de este proyecto, que obliga a probar el sistema en tres puertos españoles. La primera prueba piloto tuvo lugar en el Port de Barcelona en diciembre de 2017.

 Ingeteam, el principal proveedor mundial de equipos de conversión eléctrica, ha anunciado hoy que ha recibido la certificación de DNV GL por su convertidor Ingecon® Wind 2MW DFIG equipado con un estátor. Con este último logro, Ingeteam completa la gama de productos cubiertos por la certificación DNV GL, como los convertidores FC de media tensión y convertidores DFIG statorless, y demuestra su capacidad para satisfacer en todo momento los requisitos de calidad y seguridad de DNV GL en múltiples topologías de drive-train.

Los convertidores de potencia DFIG de baja tensión se han desarrollado con una solución FRT modular para optimizar su rentabilidad y cumplir los códigos de red internacionales más estrictos. Se trata de una tecnología madura utilizada por muchos de los principales fabricantes de turbinas, que ofrece grandes ventajas en cuanto a ahorro de costes y tamaño.

El Certificado de Componente de DNV GL confirma que el convertidor de Ingeteam se ha diseñado, documentado y fabricado de acuerdo con los conceptos de diseño, las normas específicas y los requisitos técnicos a escala mundial. También facilita el proceso de desarrollo de nuevas turbinas y acelera la integración de componentes en plataformas de aerogeneradores.

“A día de hoy, los convertidores DFIG siguen siendo la topología de drive-trains más fiables, eficientes y competitivos en cuanto a coste”, explica Ion Etxarri Sangüesa, responsable del equipo de Calidad de I+D de Ingeteam Wind Energy. “Nuestra serie de convertidores DFIG ofrece productos con un coste competitivo para cada mercado y aplicación. Dichos convertidores ofrecen un comportamiento muy respetuoso con la red, incluyendo FRT, SCR y SSR, lo que explica por qué se utilizan en todo el mundo y, en concreto, por qué obtienen tan buenos resultados en mercados emergentes como la India y Brasil. Nuestros convertidores 2MW DFIG se pueden modular para ofrecer soluciones personalizadas que minimicen de forma eficaz el LCoE del aerogenerador”, comenta Etxarri Sangüesa.

Nos complace continuar nuestra colaboración con Ingeteam y dar apoyo a la empresa en sus esfuerzos para demostrar la calidad de sus productos. Esta nueva certificación es un paso más en la excelente relación de trabajo que con los años hemos forjado con Ingeteam. El certificado destaca los requisitos de calidad de Ingeteam en cuanto a seguridad y fiabilidad de sus productos”, concluye Kim Mørk, vicepresidente ejecutivo de Certificación de renovables de DNV GL.

La demanda peninsular de energía eléctrica en septiembre se estima en 20.821 GWh, un 3,4% superior a la registrada en el mismo mes del año anterior. Aun teniendo en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica mantiene su crecimiento en un 3,4% con respecto a septiembre del 2017.

En los nueve primeros meses del 2018, la demanda peninsular de energía eléctrica se estima en 191.279 GWh, un 1% más que en el 2017. Una vez corregida la influencia del calendario y las temperaturas, la demanda de energía eléctrica es un 1,2% superior a la registrada en el mismo periodo del año anterior.

Con información disponible a día 5 de Octubre, la producción de origen eólico en el mes de septiembre alcanza los 2.396 GWh, un 15% inferior a la del mismo periodo del año pasado, y supone el 12,1% de la producción total.

En el mes de septiembre y según datos estimados, la generación procedente de fuentes de energía renovable representa el 29,8% de la producción.

El 55,2% de la producción eléctrica de este mes procede de tecnologías que no emiten CO2.

El Consejo de Ministros la semana pasada aprobaba un real decreto-ley de medidas contra la pobreza energética y que consistía en una derogación del cargo denominado popularmente como ‘impuesto al sol’ y que se imponía a los autoconsumidores por la energía generada y consumida en la propia instalación.

El Gobierno manifestaba su decisión de eliminar también otras barreras que considera que dificultaban y desincentivaban el desarrollo del autoconsumo eléctrico en España, como la simplificación de los trámites burocráticos y técnicos, la eliminación de la obligación de que las no superiores a 100 kilovatios (KW) se inscriban en el registro, el reconocimiento del derecho al autoconsumo compartido que permite aprovechar las economías de escala, así como el derecho a autoconsumir energía eléctrica sin peajes ni cargos.

“Estamos de enhorabuena. No solo se eliminan las trabas administrativas que desincentivaban esta forma de generar energía, sino que también se reconoce el derecho de las personas a autoconsumir energía eléctrica, y con reconocimiento expreso a las Comunidades de Vecinos en cuanto al autoconsumo compartido. Esto nos va a permitir volver a la vanguardia de las renovables, a la lucha contra el cambio climático y a reducir el precio de la electricidad”, señala Daniel Fernández cofundador de SotySolar.

¿Qué es y qué supone el autoconsumo eléctrico?

Según la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, el autoconsumo eléctrico es “el consumo de energía eléctrica proveniente de instalaciones de generación conectadas en el interior de una red de un consumidor o a través de una línea directa de energía eléctrica asociadas a un consumidor”. De forma clara, es el uso de energía generada por una instalación para el consumo propio con el consecuente ahorro energético. En el caso de que sea una instalación de energía solar fotovoltaica, esta generará directamente energía eléctrica a través de los paneles fotovoltaicos.

En los últimos años se ha experimentado un incremento continuo en los precios de las facturas eléctricas y todo apunta a que prosiga así. Las causas no están claras y el debate está en los medios. Una solución para frenar esta tendencia puede ser el autoconsumo energético, ya que proporciona una independencia frente a estas subidas, en tanto en cuanto se está consumiendo la propia energía. La economía alrededor de la energía solar está cambiando rápidamente tanto para los clientes, como para instaladores, financieras, fabricantes y distribuidores.

Una startup asturiana encabeza el impulso al autoconsumo eléctrico en España superando el millar de instalaciones en un año

Con el claro objetivo de impulsar el autoconsumo energético nació, hace poco más de un año, la startup asturiana Sotysolar, una plataforma que integra todos los servicios del mercado fotovoltaico para que pasarse al autoconsumo fotovoltaico sea tan fácil como reservar un hotel o un vuelo online.

En este breve periodo ha revolucionado el competitivo y tradicional sector energético español, y se posiciona como el líder online en la categoría de autoconsumo. SotySolar ha facilitado la instalación de más de un millar de sistemas fotovoltaicos – 89% entre particulares (85% unifamiliares, 4% comunidades) y 11% en empresas- y continúa creciendo rápidamente. La asturiana ofrece sus servicios en toda España, incluido Canarias y Baleares. A través de su plataforma pone en contacto, de manera ágil y rápida, a propietarios de viviendas, empresas y organizaciones interesadas en soluciones de autoconsumo con instaladores de placas solares certificados.

De esta manera se ha convertido en la única plataforma web especializada en autoconsumo que permite comparar presupuestos de instaladores. Además, SotySolar puede realizar profundos análisis de información del sector para así ayudar a todas las partes implicadas – usuarios, empresas de energía solar, investigadores y legisladores – a comprender mejor la dinámica cambiante de la industria solar en España.

“El mercado del autoconsumo residencial es una industria enorme en expansión y en 2017 el sector fotovoltaico creció un 145% en España. En los próximos años, el autoconsumo y la generación distribuida tendrán un impacto relevante en el PIB estatal. No queremos únicamente hacernos hueco en el panorama energético nacional, sino que SotySolar quiere impulsar la transición energética a la que haremos frente en los próximos años”, señala Daniel Fernández cofundador de SotySolar.

El autoconsumo, clave para la sostenibilidad y el ahorro

El crecimiento de la empresa, nacida en 2016 en Gijón (Asturias), confirma la tendencia en alza que está teniendo la aceptación e instalación de sistemas de autoconsumo en España.

Además de facilitar el contacto entre clientes e instaladores, los expertos de SotySolar ofrece asesoramiento a los clientes -ya sean particulares, comunidades de vecinos o empresas de cualquier tamaño- en la toma de decisiones, resolviendo dudas y orientando sobre la mejor opción posible para un proyecto con energías renovables de autoconsumo.

SotySolar brinda a sus clientes una gran variedad de soluciones para el autoconsumo energético, ofreciendo así una alternativa para poder ahorrar en el recibo de la luz, ya que la inversión en una instalación solar de autoconsumo eléctrico de media se rentabiliza en menos de 5 años en el caso de las empresas y de 7 en el caso de los particulares.

Durante el año 2018 se han ido consolidando en el mercado español y a medio largo plazo tienen planes de abrir nuevos mercados a nivel internacional. Además, están ampliando su oferta de servicios con puntos de recarga de coches eléctricos y soluciones de smarthome, de climatización y de agua caliente sanitaria, que se desplegarán en los próximos meses.

Un aliado para los profesionales del autoconsumo

SotySolar actúa como nexo de unión entre todos los actores del sector energético, convirtiéndose en una herramienta que multiplica la capacidad de los profesionales del autoconsumo. Tanto instaladores, distribuidores y fabricantes aumentan sus ventas y tienen una mayor presencia online. Ofrecen diferentes servicios y planes a los profesionales del sector adaptados a su línea de negocio principal. “Nuestro deber es satisfacer tanto las necesidades de nuestros potenciales clientes como las de nuestros profesionales y facilitar así la transición hacia el autoconsumo de nuestro país”, añade Edgar Imaz, cofundador de SotySolar.

Acciona ha obtenido el contrato de suministro de energía eléctrica al Grupo Bosch en España y Portugal durante el trienio 2019-2021, por un volumen superior a los 480 gigavatios hora (GWh) para la totalidad del período.

En virtud del contrato, uno de los mayores de venta de energía a clientes corporativos suscrito hasta la fecha por Acciona, la compañía suministrará electricidad con garantía de origen 100% renovable a todos los centros del Grupo Bosch en la Península Ibérica, donde la multinacional de tecnología y servicios cuenta con más de una veintena de localizaciones y unos 13.000 empleados.

El uso de energía renovable derivado del mencionado acuerdo evitará la emisión de más de 460.000 toneladas de CO2 a la atmósfera en centrales de carbón, principal causante del efecto invernadero y del calentamiento global asociado.

“Es una gran noticia que Grupo Bosch renueve su confianza en Acciona como suministrador de energía renovable, ampliando a Portugal el alcance de nuestra colaboración. Estamos encantados en contribuir a sus objetivos de sostenibilidad y a aportar estabilidad a sus costes energéticos”, ha declarado Santiago Gómez Ramos, director de Gestión de Energía de Acciona Energía.

6 TWh en España y Portugal

La operación refuerza el crecimiento de la actividad de comercialización de energía renovable a clientes corporativos por parte de Acciona, en sintonía con las tendencias globales del sector.

Acciona suministra o ha suministrado en España y Portugal energía renovable, a más de quinientas compañías e instituciones de los sectores más diversos, entre las que figuran Telefónica, Unilever, Adif, Navantia, RTVE, Agrolimen, Freixenet, Bimbo, Merck y Basf, así como los museos de El Prado, Reina Sofía y Thyssen-Bornemisza. La compañía prevé alcanzar este año los 6 teravatios hora (TWh) contratados con grandes clientes en el mercado Ibérico.

Al negocio ya consolidado en el mercado español, donde es la primera comercializadora de energía exclusivamente renovable y la primera absoluta tras las eléctricas convencionales, se ha unido desde 2015 la expansión de esta actividad en Portugal, con clientes como Vidrala, Repsol Polímeros, Volkswagen, Roca, Danone, Philip Morris o Hutchinson.

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AEGE representa a gran parte de la industria electro-intensiva española, empresas siderúrgicas, metalúrgicas, químicas y de gases industriales que facturan más de 20.000 millones de euros y generan 186.000 empleos. Estas industrias, que suponen el 11% de toda la demanda española de energía eléctrica, consumen 25 TWh, alertan de la amenaza que el encarecimiento de los precios eléctricos en el mercado diario, los más altos en 10 años, y su previsible evolución futura, supone para su competitividad y para la economía del país. El 19 de septiembre, el precio eléctrico se situó en máximo anual de 75,93 €/MWh.

Las industrias electro-intensivas son extremadamente sensibles al coste del suministro eléctrico, que llega a suponer desde un 10 hasta un 50% de los costes de producción, por lo que el encarecimiento en los precios eléctricos conlleva de inmediato una pérdida real de competitividad industrial, que amenazaría su futuro si esta situación se prolongará en el tiempo, como apuntan los mercados de futuros para 2019. Estas empresas comercializan sus productos en mercados internacionales pero la electricidad que consumen se comercializa en el mercado local o regional, por la escasez de interconexiones con el resto de Europa, lo que les supone un encarecimiento de la factura eléctrica que en los últimos meses se ha agravado alarmantemente.

La brecha competitiva del mercado eléctrico mayorista en España conllevó el año pasado que las industrias asociadas en AEGE tuvieran un sobrecoste estimado de 450 millones de euros con respecto a Alemania, por ejemplo. Y, en lo que va de 2018, la situación ha empeorado de manera preocupante, con un precio del mercado unos 8 €/MWh más caro que el año anterior. Además, el diferencial del precio final que paga la industria en España con respecto a Alemania y Francia se ve incrementado por la disminución del 40% de la retribución del servicio de interrumpibilidad y por la ausencia de los distintos mecanismos de compensación existentes en estos países (compensación de cargos de financiación de renovables, de los peajes de acceso, etc.). Con Alemania el sobrecoste de nuestro suministro eléctrico es del 30%.

El encarecimiento del precio del mercado eléctrico en 2018 se debe a las ofertas que se realizan por parte de los generadores marginales, que trasladan los incrementos de costes de los combustibles y de los derechos de emisión del CO2, principales causantes de la escalada de precios este verano, que no se ven contrarrestados por la producción renovable. Ante esta situación, hay que recordar que la Ley 15/2012 de medidas fiscales para la sostenibilidad energética tiene un efecto de sobrecoste de unos 10 €/MWh del precio del mercado eléctrico -como señaló la CNMC en su informe de supervisión del mercado de 2015-, fiscalidad que no soportan nuestros vecinos.

La situación se complica más en relación con los países de fuera de la UE, no afectados por el incremento de los precios de los derechos de emisión, que implica una pérdida de nuestra competitividad.

Desde AEGE se considera urgente replantear el esquema de costes del suministro del consumidor electro-intensivo español para lo que es necesario un cambio de modelo que iguale las condiciones del suministro eléctrico en España con las de nuestros principales competidores europeos. Se trata de conseguir la mejora de la competitividad del mercado eléctrico, fomentar los contratos a largo plazo (PPAs) a precios competitivos, implementar mecanismos de compensación –como los existentes en Alemania y Francia-, y consolidar el servicio de interrumpibilidad.

Para AEGE, la Ley de Cambio Climático y Transición Energética debería reconocer el estatus de consumidor electro-intensivo para igualarnos con las condiciones del suministro eléctrico que disfrutan nuestros competidores franceses y alemanes. Mientras tanto, en el corto plazo, solicita la aplicación de las medidas compensatorias, contempladas en los PGE de 2018, por costes adicionales incurridos por las industrias electro-intensivas.

Ingeteam ha anunciado que un reciente estudio interno de I+D le ha posibilitado elaborar diseños óptimos de conversión de energía eléctrica para aerogeneradores marinos de hasta 15 MW. La investigación, que ha tenido en cuenta el complejo conjunto de parámetros implicados en el LCoE (Coste Nivelado de la Energía, por sus siglas en inglés), ha permitido a la empresa desarrollar un convertidor de potencia de media tensión basado en la paralelización de varias líneas de conversión (producto base) que modularmente pueden alcanzar un rango de potencia de hasta 15 MW. Ingeteam afirma que su nuevo diseño es la solución ideal para facilitar la escalabilidad de los aerogeneradores marinos y presentará su convertidor y la investigación subyacente en el desarrollo del mismo en la Global Wind Summit en Hamburgo.

El estudio de I+D de Ingeteam evaluó la compleja relación entre el coste de la etapa de conversión de energía y sus métricas de fiabilidad y mantenimiento (MTBF y MTTR, respectivamente[1]) para determinar la arquitectura de conversión que posibilita el LCoE más bajo. Según los resultados del estudio, Ingeteam concluyó que la solución óptima para el mercado eólico marino es un convertidor de potencia de media tensión basado en la paralelización de varias líneas de conversión (producto base) que modularmente puedan alcanzar un rango de potencia de hasta 15 MW. Esta arquitectura de conversión de energía diseñada por Ingeteam ofrece la mejor relación inversión/disponibilidad gracias a su fiabilidad, funcionamiento eficiente y un mantenimiento simplificado.

Con los actuales avances en tecnología, así como con el progreso esperado en integración de ingeniería y materiales, creemos que los aerogeneradores offshore seguirán aumentando rápidamente su potencia nominal. Por lo tanto, hemos desarrollado un robusto convertidor de potencia de media tensión centrándonos en un mercado que exige bajos costes nivelados de energía (LCoE), sin comprometer la calidad o el rendimiento en plataformas de aerogeneradores en constante ampliación“, declara Ana Goyen, directora de Ingeteam Wind Energy.

El nuevo producto base de Ingeteam es capaz de alcanzar un rango de potencia de hasta 15 MW y se ha diseñado teniendo en cuenta la modularidad del sistema como característica clave. Así pues, permite múltiples soluciones dependiendo de los requisitos del cliente con respecto a la integración en el aerogenerador. El diseño del convertidor ofrece un fácil mantenimiento con acceso frontal y componentes principales extraíbles manualmente que contribuyen directamente a minimizar el OPEX (gastos de operación) del aerogenerador.

Este convertidor de media tensión se ha diseñado especialmente para el mercado eólico marino con una envolvente completamente cerrada y un sistema de refrigeración líquida que garantiza el funcionamiento seguro del convertidor, incluso en las condiciones más extremas. Con eficiencias superiores al 98 % en condiciones de funcionamiento nominales, la solución propuesta contribuye significativamente a minimizar las pérdidas de producción del aerogenerador.

Ingeteam ha desarrollado exclusivos algoritmos de control de sus convertidores para garantizar el cumplimiento de los códigos de red más exigentes, tales como el alemán EON-2006 y el indio CERC-CEA. Además, Ingeteam cumple con los requisitos de calidad de energía específicos de cada país aplicando estrategias avanzadas de modulación. La solución del convertidor de media tensión de Ingeteam es capaz de controlar el par de torsión de diferentes tipos de generadores (IG, PMG o EESG – de inducción, imanes permanentes o excitados síncronos, por sus siglas en inglés) con una dinámica de gran rendimiento, pero siempre observando los límites de los bobinados y cojinetes. Finalmente, los algoritmos de control se pueden adaptar para optimizar la calidad de energía vertida a la red según diferentes configuraciones de filtros, generador y transformador.

[1] Su disponibilidad depende de dos métricas: el tiempo promedio entre fallas (MTBF) y el tiempo promedio entre reparaciones (MTTR). Las ventajas de este sistema son valores más altos de MTBF y valores más bajos de MTTR. Sin embargo, también existe una relación directa con los costes, ya que una inversión mayor permite contar con mejores materiales o incluso la adición de redundancias, herramientas más sofisticadas y programas de mantenimiento óptimos.

El consorcio entre Siemens y Mortenson ha completado con éxito las estaciones de conversión de potencia de corriente continua de alta tensión (HVDC) de 500 kV Bipole III para el cliente Manitoba Hydro. Las estaciones de conversión de HVDC son una parte integral del proyecto de transmisión Manitoba Hydro Bipole III. Toda la línea de transmisión actuará como una “autopista de electricidad”, reforzando la fiabilidad del suministro de electricidad de Manitoba al reducir la dependencia de las líneas de transmisión HVDC existentes, al tiempo que garantiza un transporte de baja pérdida de energía renovable desde las estaciones generadoras del norte para satisfacer los crecientes requerimientos de energía. Las estaciones de conversión de HVDC son subestaciones especializadas que admiten la conversión de energía eléctrica de corriente alterna de alta tensión (HVAC) a corriente continua de alta tensión (HVDC) o viceversa, un componente crítico para interconectar sistemas de energía independientes.

Las estaciones de conversión Bipole III incluyen la estación de conversión Keewatinohk en el norte de Manitoba, cerca de la bahía de Hudson, y la estación de conversión de Riel, cerca de Winnipeg, en la región sur de la provincia. Las estaciones de conversión tienen una capacidad de transmisión de 2.000 MW, suficiente para satisfacer más del 40% de la demanda de electricidad máxima de la provincia. La transmisión HVDC es la tecnología ideal para implementar cuando la electricidad debe transportarse a grandes distancias, desde áreas remotas donde se produce a centros urbanos e industriales donde es necesaria, ya que la transmisión HVDC sufre pérdidas de electricidad mucho más bajas que la transmisión AC estándar.

El consorcio entre Siemens y Mortenson fue responsable del suministro del equipo convertidor HVDC y las instalaciones asociadas, Siemens proporcionó el diseño del sistema, la fabricación, el suministro y la puesta en marcha de la tecnología central HVDC, mientras que Mortenson brindó ayuda en el diseño y en los servicios de construcción para la infraestructura de soporte, incluida la construcción de la estación de conversión, filtros de aire acondicionado y subestaciones transformadoras de corriente continua. La ubicación remota de la estación de conversión Keewatinohk y las condiciones extremas del clima invernal, presentes en ambos sitios, supusieron interesantes desafíos de logística y construcción para el equipo.

Abengoa ha culminado con éxito el encendido de la turbina de gas, conocido como “primer fuego”, de la central de cogeneración eficiente A3T que la compañía construye en México.

Se trata de un importante hito para la próxima entrada en operación comercial de la planta, prevista para el cuarto trimestre de 2018, pues es la primera vez que la central recepciona gas y comienza a generar energía eléctrica. Los trabajos de construcción ya han sido completados y actualmente se encuentra en periodo de pruebas.

Tras este paso, el próximo será completar la puesta en marcha de la turbina de vapor y, consecuentemente, lograr la sincronización de la turbina de gas y de vapor para alcanzar el máximo rendimiento de la planta.

La central de cogeneración eficiente A3T, ubicada en el municipio de Centro (Villahermosa, Tabasco), contará con una capacidad garantizada de 220 MW y se regirá bajo el régimen legado de autoabastecimiento.

La energía producida por la planta, comprometida ya en más de un 75% a través de contratos de compraventa de energía (PPA), se comercializará a clientes de diferentes industrias de toda la República Mexicana durante los próximos nueve a quince años.