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El proyecto CL-Windcon ha celebrado recientemente su tercera reunión general en Pamplona, organizada por CENER (Centro Nacional de Energías Renovables). Durante el evento, los socios han presentado los principales avances de este proyecto europeo, que propone un nuevo acercamiento al diseño y operación de parques eólicos basado en el paradigma de control en lazo cerrado de parque.

Representantes de los 15 socios que conforman el consorcio han tomado parte en este evento: General Electric, Ramboll, la Universidad de Stuttgart, la Universidad Técnica de Munich y UL International GmbH / DEWI de Alemania; Enel Green Power y la Universidad Politécnica de Milán (Polimi) de Italia; La Universidad de Aalborg de Dinamarca; la Universidad Técnica de Delft y el Centro de Investigación en Energía (ECN-TNO) de los Países Bajos; Garrad Hassan de Reino Unido; así como las entidades españolas Ikerlan-IK4, Qi Europe, ZABALA Innovation Consulting y CENER como coordinador. Durante dos días, los principales hitos del proyecto fueron compartidos y tratados.

CL-Windcon está financiado por el Programa Marco de Investigación e Innovación Horizonte 2020 (contrato nº 727477) y se extenderá hasta octubre de 2019. El proyecto tiene un coste total de 4.9 M€.  CL-Windcon está completamente alineado con los objetivos de Transición Energética y políticas de actuación contra el cambio climático desarrolladas por la Unión Europea.

Hasta ahora, el proyecto CL-Windcon ha desarrollado modelos de parque eólico que ahora conforman una serie de herramientas multi-fidelidad con una amplia gama de aplicación para el diseño y validación del control de parque.

Además, debido a que cuando las palas de un aerogenerador entran dentro de la estela de otra turbina se generan cargas cíclicas adicionales, CL-Windcon ha desarrollado (i) estimadores de detección de superposición parcial de estela para el accionamiento de contramedidas de reducción de cargas generadas por estela, (ii) una novedosa metodología de direccionamiento de estela en lazo cerrado, así como (iii) un control de actuación individual de pitch. También se han planteado técnicas de mejora de la fiabilidad para la gestión de fallo de sensores de medida de velocidad del generador basadas en la redundancia de sensores.

Asimismo, se han llevado a cabo actividades de validación para las estrategias de control de turbina y tecnologías de apoyo desarrolladas en CL-Windcon. Aparte de las simulaciones, se han ejecutado tres campañas de túnel de viento hasta el momento y la cuarta se espera para las próximas semanas. La instrumentación para el ensayo a escala real en parque experimental también ha sido implementada.

Finalmente, las actividades para la evaluación de viabilidad de las tecnologías propuestas han comenzado estableciendo las bases para un enfoque común. Esto permitirá un análisis bajo distintas perspectivas tales como operación y mantenimiento (O&M), tecnología de máquina y de parque, rediseño, análisis de costes del ciclo de vida (LCC), de ciclo de vida (LCA) y de coste nivelado de la energía (LCoE), o normativa de energía eólica.

El proyecto CL-Windcon incluye otras actividades trasversales enfocadas en la diseminación y comunicación así como la explotación de los resultados. El principal objetivo de dichas actividades es dar visibilidad al proyecto a los distintos actores del sector de la energía eólica, reguladores y público en general. La estrategia de explotación de resultados tiene como objetivo llevar al mercado las principales aplicaciones del proyecto en el sector.

Los próximos pasos del proyecto serán la clasificación de los modelos y el desarrollo del control a nivel de parque, la implementación de simulaciones de alta fidelidad, la preparación de los ensayos en campo, la continuación de las campañas de ensayos en túnel de viento y el avance de los estudios de viabilidad. Todos los avances serán revisados en la próxima reunión general de consorcio que será organizada por Polimi en Milán el próximo octubre de 2018.

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El 20 de diciembre, el parque eólico Tågeröd en Suecia comenzó a generar electricidad, suministrando energía limpia a la red local. La decisión del grupo H & M hizo posible Tågeröd, utilizando una nueva e innovadora solución de adicionalidad. El grupo de diseño sueco ha contribuido a la construcción de cuatro nuevas turbinas eólicas, proporcionando la mejor financiación mediante la compra de ECOHZ GO2. GO2 es un producto de energía renovable que combina la compra de energía renovable documentada con la financiación y la construcción de una nueva capacidad de energía renovable.

ECOHZ GO2 se basa en compras de electricidad renovable documentadas con Garantías de origen (GO). El resultado es que anualmente se generan 18 GWh de energía limpia y renovable, y para fines de 2030 un exceso de 240 GWh de nueva energía.

La verdadera innovación está relacionada con el modelo de financiamiento GO2 que permitirá, dentro de dos o cuatro años, recircular el préstamo de financiación superior y financiar otra planta de energía de tamaño similar. Para el año 2030, la decisión del grupo H & M habrá dado lugar a que se construyan y financien otras ocho turbinas eólicas. En total, estas centrales eléctricas generarán 439 GWh para 2030.

“Usamos electricidad de fuentes de energía renovables para reducir nuestra huella de carbono. Hemos estado buscando maneras de que nuestra adquisición de electricidad renovable pueda contribuir más claramente a la construcción de más capacidad renovable, al tiempo que sea fácil de implementar. GO² marca esos recuadros, y estamos evaluando su papel en nuestra futura estrategia de compras “, dice Anna Gedda, Jefe de Sostenibilidad del grupo H & M. “Estamos trabajando para lograr electricidad 100% renovable para todas nuestras operaciones, y actualmente estamos en el 96%. Esto es parte de nuestro mayor compromiso para maximizar el uso de energía renovable y sostenible en toda nuestra cadena de suministro “.

“Agregar nuevas fuentes de energía renovables anteriormente solo era posible a través de inversiones más complejas en proyectos de energía en el sitio. Tågeröd es un ejemplo de cómo las empresas pueden consumir y contribuir a la producción de energía renovable sin comprometerse a grandes inversiones en infraestructura. El mundo necesitará más energía renovable en el futuro y el liderazgo empresarial, como ha demostrado H & M, es esencial para que esto suceda “, dice Tom Lindberg, director general de ECOHZ.

El grupo H & M es una de las 119 compañías influyentes que se han unido a la iniciativa global de colaboración RE100 y se han comprometido a utilizar energía 100% renovable en todas sus operaciones, en todos los territorios. ECOHZ GO² es una solución para ayudar a los miembros de RE100 y otras compañías con visión de futuro a alcanzar sus objetivos e “ir un paso más allá”.

“Es genial ver a las empresas innovando y experimentando con nuevas formas de cumplir sus compromisos públicos con la electricidad renovable, donde los acuerdos de compra de energía u otros compromisos a largo plazo pueden no ser una opción viable en la actualidad. Al trabajar con ECOHZ, H & M ha encontrado una solución flexible que ayuda a crecer el mercado local de energías renovables, al tiempo que permite a la compañía mostrar liderazgo a medida que se acerca a su objetivo RE100 “, dice Constant Alarcon, gerente de campañas RE100 en The Climate Group .

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A raíz de la integración de la impresión 3D como parte de su cartera de servicios digitales, Siemens ha logrado un gran paso adelante con la primera instalación comercial exitosa y posterior uso continuado con seguridad de una pieza impresa en 3D en una central nuclear. Debido a los estrictos requisitos de seguridad y fiabilidad del sector nuclear, obtener esta cualificación representa un logro significativo.

La pieza de sustitución fabricada para la central nuclear de Krško, en Eslovenia, es un impulsor para una bomba de protección contra incendios que se encuentra en funcionamiento rotativo constante. La bomba de agua proporciona presión para el sistema de protección contra incendios de la central. El impulsor original llevaba en funcionamiento desde la puesta en servicio de la central en 1981, y su fabricante original ya ha cesado su actividad. Las piezas obsoletas y que no son de fabricantes de equipos originales resultan especialmente adecuadas para esta nueva tecnología, ya que tanto las piezas como sus diseños son prácticamente imposibles de obtener. Así, esta tecnología permite a las centrales veteranas seguir en funcionamiento y alcanzar o, como en el caso de Krško, incluso superar su vida útil prevista.

 

El equipo de expertos de Siemens en Eslovenia creó un “gemelo digital” de la pieza mediante ingeniería inversa. Las instalaciones de fabricación aditiva (AM) de la empresa en Finspång (Suecia), aplicaron a continuación su avanzado proceso de AM utilizando una impresora 3D para fabricar la pieza.

Satisfacer los estrictos requisitos de calidad y seguridad de la central nuclear de Krško requirió muchos ensayos, realizados en colaboración con el equipo de operaciones de Krško a lo largo de varios meses, para garantizar que la nueva pieza 3D ofreciera un funcionamiento seguro y fiable. Otros ensayos de materiales de un instituto independiente, así como un análisis mediante tomografía computarizada, mostraron que las propiedades materiales de la pieza 3D eran superiores a las de la pieza original.

La central nuclear de Krško se encuentra entre las más destacadas de Europa según el Grupo de Reguladores Europeos de Seguridad Nuclear en términos de seguridad, de acuerdo con evaluaciones motivadas por el accidente en Fukushima. Suministra más de un cuarto de la electricidad de Eslovenia y un 15% de la de Croacia, por lo que es de importancia vital para la región. Durante más de una década, Siemens ha estado realizando modificaciones activamente y proporcionando servicios ajenos a la parte nuclear de esta central, incluyendo turbinas, generadores y equipamiento auxiliar.

Siemens dirige una instalación de AM puntera en Finspång, donde lleva mejorando esta tecnología desde 2009. Siemens usa ampliamente la AM para crear prototipos rápidamente y ha introducido soluciones de producción en serie para fabricar con rapidez mezcladores de combustible y para reparar velozmente boquillas de quemador en turbinas de gas de tamaño medio. El primer componente de quemador impreso en 3D para una turbina de gas de trabajo pesado de Siemens lleva en funcionamiento comercial de manera exitosa en una planta eléctrica de Brno (República Checa) desde junio de 2016. Ha alcanzado el equivalente a 1.600 horas de servicio sin provocar ninguna parada forzada. Para la producción de piezas en turbinas de gas industriales, los beneficios de la AM de Siemens incluyen una reducción de en torno al 50% en los plazos de producción y de un 75% en los plazos de desarrollo. Siemens ha anunciado recientemente que ha completado sus primeros ensayos con motores a plena carga para álabes de turbina de gas fabricados totalmente con tecnología AM.

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Con 11,6 m de largo, 4,5 m de ancho y 8 m de altura, las dimensiones de cada una de las cuatro calderas Bosch para la nueva unidad de la central eléctrica Ledvice, de la compañía energética CˇEZ, son impresionantes. En total, las calderas producen hasta 167 t/h de vapor sobrecalentado para el proceso de arranque de la nueva turbina de vapor que produce electricidad. Sin embargo, la planta de Ledvice no sólo suministra electricidad: también suministra calefacción para unas 300 empresas y 20.000 clientes residenciales. Las enormes calderas proporcionan suministro adicional durante los períodos de carga máxima y sirven como respaldo a la red de calefacción urbana.

La central eléctrica de Ledvice se encuentra en la República Checa, al pie de las montañas Erz entre las ciudades de Teplice y Bilina y pertenece a la em-presa energética CˇEZ. Recientemente se ha puesto en funcionamiento en esta central eléctrica una nueva unidad con una formidable potencia eléctrica de 660 MW.

En su papel de contratista general, la empresa Skoda Praha Invest fue responsable de la implementación llave en mano de la nueva unidad de la central eléctrica y el sistema de caldera de vapor. Los rigurosos requisitos de seguridad y el calendario exigido impusieron un alto grado de flexibilidad y experiencia para todos los involucrados en el proyecto. Leer más…

Artículo publicado en: FuturENERGY Enero-Febrero 2017

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Exergy continúa su crecimiento en el mercado turco. La empresa italiana, especialista en el diseño y fabricación de sistemas de Ciclo Orgánico de Rankine, conocida por su pionera tecnología de Turbina de Flujo de Salida Radial, ha firmado un nuevo contrato con su cliente Bestepeler Enerji Üretim Ticaret A.s., para el suministro de una planta de energía geotérmica ORC de 24 MWe para un campo geotérmico ubicado en la región de Aydin, en la zona de Germencik.

Exergy proporcionará al cliente un sistema ORC de dos niveles de presión equipado con dos turbinas de flujo de salida radial, una para cada nivel de presión, para producir en conjunto 24 MWe de electricidad a partir de un fluido de media entalpía. Estas grandes turbinas siguen demostrando la idoneidad de la configuración del flujo de salida radial en todos los tamaños. El ciclo ORC empleará un sistema de condensación refrigerado por aire, evitando así el uso de agua.

El equipamiento para la unidad ORC será fabricado en el taller de Exergy en Izmir, Turquía, lo que permite al cliente aprovecharse de la mayor tarifa de inyección a red que asigna el Ministerio turco a las tecnologías fabricadas en Turquía. La fábrica, que lleva abierta dos años, ya ha producido 20 turbinas adecuadas para conseguir el aumento de tarifa. La firma de este nuevo contrato eleva la cartera de Exergy a 360 MWe, con 336 MWe correspondientes a aplicaciones geotérmicas.

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Turboden, empresa del grupo de Mitsubishi Heavy Industries (MHI), líder en turbogeneradores ORC para la generación de energía distribuida que utilizan fuentes renovables y calor residual, ha firmado un pedido con Acciaieria Arvedi para instalar una nueva unidad de recuperación de calor residual ORC en la planta siderúrgica Arvedi en Cremona, Italia. Arvedi Group es una de las principales empresas de siderurgia europeas.

La unidad de Turboden 100 HR ORC, diseñada para 10 MW de capacidad nominal y operada a 7,5 MW durante los primeros años, convertirá el calor residual del gas de escape proveniente de la fusión del acero en el horno de arco eléctrico (EAF) a energía eléctrica. La configuración del sistema de recuperación de calor incluye un circuito de vapor saturado para transmitir el calor del gas de escape del horno a la unidad ORC.
Este nuevo sistema se acoplará al sistema existente Tenova Consteel®, que calienta y alimenta una carga metálica de 250 t del horno de arco eléctrico (EAF), uno de los más grandes en el mundo, por una combinación de recuperación de calor y sostenibilidad del medio ambiente. El sistema de recuperación de calor entrará en funcionamiento a principios de 2017.

La caldera de recuperación, suministrado por Tenova, se instalará en la línea de gas primaria en paralelo a la torre de enfriamiento existente y producirá vapor saturado.

Durante el proceso del horno de arco eléctrico, el vapor saturado (portador de calor) transferirá la energía térmica al fluido de trabajo del turbogenerador ORC, que a continuación se expande en la turbina para convertir energía térmica en energía eléctrica de entrada mediante un generador eléctrico.

Los principales impulsores de este proyecto son la valorización energética de la producción, con la consiguiente reducción de las emisiones de CO2 de aproximadamente 23.300 t / año, y el acceso a los certificados blancos.

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Minesto junto con el fabricante alemán de turbinas mareomotrices Schottel Hydro ha completado el diseño de la turbina para su planta de energía de las mareas Deep Green. La compañía sueca de energía marina ha realizado un pedido de un prototipo de la turbina, con entrega a principios de 2017.

El pedido del que se ha denominado Sistema de Toma de Potencia, es el primer resultado de la alianza tecnológica estratégica entre Minesto y Schottel Hydro, que comenzó en diciembre de 2015. Durante 2016 y 2017, Schottel Hydro entregará una solución de turbina personalizada que se ajuste de forma óptima a los requisitos de Deep Green, la planta de energía de las mareas de Minesto.

En comparación con la primera generación de Deep Green, el rendimiento de la turbina se ha mejorado en un 10%. El desarrollo de la turbina ha dado lugar, entre otras cosas, a un diámetro de rotor más grande. El rotor ahora tiene cinco álabes en lugar de tres. El diseño se ha establecido y verificado a través de ensayos con modelos por German Schiffbau Versuchsanstalt en Potsdam.

Los ensayos a escala de modelo demuestran el rendimiento y el que comportamiento de las turbinas frente a la cavitación es ventajoso en comparación con diseños anteriores.deepgreenpartswi1

El desarrollo de Deep Green entra ahora en la siguiente fase en la que se completará el diseño del sistema a gran escala. En Schottel Hydro se abordará la fabricación del prototipo y la prueba de aceptación en fábrica.

En paralelo con el diseño final Minesto acopiará los subsistemas y componentes, que se ensamblarán en un primer demostrador a escala real. A continuación, se someterá a pruebas de funcionalidad final. Después de eso, Deep Green se implementará gran escala en la instalación en alta mar en Gales durante 2017.

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Siemens ha recibido un pedido para suministrar componentes clave para la central eléctrica de ciclo combinado Bibiyana South en Bangladesh. Se instalarán en la planta alimentada por gas natural, una turbina de gas, una turbina de vapor y un generador eléctrico en un sistema mono-eje.

La capacidad de generación eléctrica instalada en la planta será de unos 400 MW en total. El operador de la planta es el suministrador, de propiedad estatal, Bangladesh Power Development Board (BPDB). La planta Bibiyana South la construirá Isolux Corsán, compañía global especialista en las áreas de, energía, construcción, concesión y servicios industriales. La puesta en funcionamiento está prevista para mayo de 2018.

Los equipos suministrados por Siemens para la planta incluyen una turbina de gas modelo SGT5-4000F, una turbina de vapor SST-3000 y un generador eléctrico modelo SGen-2000H, junto con todos los sistemas auxiliares asociados, así como los sistemas eléctricos y de control e instrumentación.

Siemens  acompaña desde hace ya más de 15 años a las EPCs españolas en su proyección internacional y colabora estrechamente con ellas a través de sus productos, soluciones y servicios para hacerlas más competitivas en sus proyectos.

La compañía se encuentra a la cabeza de la internacionalización y su contribución para el éxito de las empresas EPCs  sigue siendo una de sus prioridades. En ese afán trabaja conjuntamente con estas empresas en todo el mundo, con el claro objetivo de garantizar una producción energética eficiente, segura y respetuosa con el medioambiente.

“Nos satisface prestar nuestro apoyo a Bangladesh en sus esfuerzos para aumentar su producción energética nacional y nos complace que BPDB haya depositado su confianza en nosotros. Una vez más, BPDB ha seleccionado un contratista general confiando en la tecnología de centrales eléctricas eficientes de Siemens”, declaró Thomas Hagedorn, Jefe de ventas para la región de Asia y Pacífico de la Power and Gas Division de Siemens.

Este es el octavo proyecto para el que Siemens está suministrando tecnología de centrales eléctricas a Bangladesh. Además del tren de accionamiento completo para la central de ciclo combinado Bibiyana South, Siemens también está suministrando los componentes clave para las centrales eléctricas Sirajganj Fase I y II, Ashuganj, Ashuganj South, Ashuganj North, Shikalbaha y Ghorashal. Combinadas, estas ocho centrales generarán una capacidad total de cerca de 2,5 gigavatios (GW) de electricidad. Utilizando sus modernas y sostenibles soluciones para centrales eléctricas, Siemens está dando soporte a Bangladesh para ampliar la capacidad de sus centrales eléctricas nacionales, que ahora asciende a unos 11,5 GW. Únicamente alrededor del 50% de los habitantes del país tienen acceso a la energía eléctrica.

El proyecto Bibiyana South forma parte del mayor programa de ampliación de capacidad de Bangladesh dentro del marco de su PSMP (Plan director de sistemas energéticos) de 2010. En aproximadamente cinco años, la población del país disfrutará de un suministro fiable de electricidad que ascenderá a 24 GW para mantener el ritmo de la creciente demanda energética del país. Este programa tiene por objeto contribuir al progreso social y económico de Bangladesh.

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La empresa turca MB Holding construirá la primera planta de energía geotérmica de Croacia, Velika Ciglena, una planta ORC (ciclo orgánico de Rankine)  de  16,5 MW basada en una sola turbina ORC axial multietapa diseñada por Turboden, empresa del grupo de Mitsubishi Heavy Industries (MHI), líder en la producción turbogeneradores de ciclo orgánico de Rankine (ORC) para la generación de energía distribuida a partir de fuentes renovables y del calor residual.

Después de ganar una licitación el pasado enero de 2015, MB Holding tiene el permiso para construir la primera central geotérmica del país.

“El 35 % de la electricidad de Croacia será proporcionada por fuentes renovables después del 2020”, – dijo Muharrem Balat, presidente de MB Holding -. “Hemos seleccionado Turboden entre los posibles proveedores, ya que proporcionarán un 10% más de ingresos mediante la solución optimizada a nuestro proyecto, junto con la fiabilidad de la marca”.

La planta estará terminada y completamente operativa a finales del 2016, generando energía eléctrica a partir de una fuente geotérmica de entalpía media. Turboden será responsable de la Ingeniería, Procura y Construcción de los equipos.

Gracias a los 35 años de experiencia de Turboden en el diseño del turbogenerador ORC, Turboden proporciona la mejor configuración para optimizar el recurso geotérmico específico con el fin de maximizar la rentabilidad del proyecto. El módulo geotérmico de Turboden operado  dentro de un diseño apropiado de turbina axial multietapa garantiza una  eficiencia y disponibilidad excepcionales, permitiendo los más altos beneficios para el cliente.

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El prototipo de la nueva turbina de Gamesa G114-2.5 MW, instalado en el parque de I+D de Alaiz (Navarra), ha comenzado ya a generar energía. A partir de ahora comienza un intensivo proceso de validación y certificación del aerogenerador, que se prevé obtener durante el último trimestre de 2015. La producción anual de una única turbina G114-2.5 MW:

  • proporciona la energía necesaria para abastecer a unos 2.250 hogares al año. Dos turbinas, la necesaria para abastecer una localidad de 10.000 habitantes.
  • sustituye 871 toneladas equivalentes de petróleo (tep/año)
  • evita a la emisión a la atmósfera de 6.075 toneladas de CO2/año

El montaje de esta máquina ha supuesto un reto logístico y de montaje para Gamesa: las palas de la G114-2.5 MW, con 56 metros de largo cada una, han sido trasladadas en una sola pieza. Además, la fabricación de los componentes se ha realizado en múltiples localidades españolas:

  • As Somozas (Galicia): palas
  • Ágreda (Soria): nacelle
  • Burgos: Buje y multiplicadora
  • Reinosa (Cantabria): generador
  • Valencia: convertidor

El prototipo instalado en Alaiz cuenta con un diseño modular, lo que permite adaptarse a los requisitos específicos de construcción y logística de cada parque. La compañía dispone también de esta turbina con nacelle enteriza.

Junto a esta nueva máquina, en el parque de Alaiz se encuentran instalados otros dos prototipos: G132-5.0 MW y G114-2.0 MW.

Gamesa G114-2.5 MW

El nuevo aerogenerador G114-2.5 MW se basa en la tecnología probada y validada de la plataforma Gamesa 2.0-2.5 MW, una de las más fiables del mercado, con más de 19,3 GW instalados en 34 países.

Hasta la fecha, la compañía ya ha firmado varios contratos para el suministro de esta máquina. El primero de ellos, con el grupo inversor y gestor de infraestructuras internacional John Laing, prevé la instalación en el parque Rammeldalsberget (Suecia) de seis aerogeneradores G114-2.5 MW con la tecnología MaxPower, que permite aumentar la potencia nominal de 2,5 MW hasta 2,625 MW. El segundo, con los promotores EDF y Eneco, contempla la instalación de 17,5 MW en el parque de Berloz (Bélgica). Y, el último, recientemente anunciado, supondrá la instalación de 94 aerogeneradores G114-2.5 MW para Scottish Power en el parque de Kilgallioch.

Esta turbina, diseñada para vientos de clase II, ofrece un mayor rotor y un incremento de potencia nominal hasta 2,5 MW, lo que le permite alcanzar la máxima eficiencia y rentabilidad al mejorar el coste de energía en el segmento de producto de 2,0-3,0 MW. Así, Gamesa G114-2.5 MW aumenta la producción energética del aerogenerador G97-2.0 MW en un 29%, a la vez que reduce el coste de energía en un 10%.

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