sábado, 15 de octubre de 2011

El primer taxi 100% eléctrico de España

Roberto San José conduce desde hace unos días el primer taxi eléctrico español. Un Nissan Leaf que le supondrá un gasto semejante al de “un litro por cada 100 kilómetros”, comparado con el de un Diesel.

Ya conocíamos el Nissan Leaf (ver prueba), un compacto 100% eléctrico de 4,40 metros de largo con un maletero de 330 litros de capacidad y una autonomía de máxima de 175 kilómetros. En este vehículo y según los datos oficiales, cada recarga tiene un consumo estimado de un euro y con el coche totalmente cargado se puede cubrir esa distancia, si bien Roberto, el taxita propietario, afirma que en uso real y “en términos de consumo, 100 kilómetros equivalen a un litro de gasóleo, unos 1,20 euros”.

Como ha explicado Roberto San José, Endesa ya le ha instalado en su vivienda unifamiliar el adaptador necesario para la carga de la batería, un proceso en el que emplea unas ocho horas en modalidad lenta. Por el momento, ha apuntado, rellena la batería hasta el 80% para alargar la vida útil de la pila, por lo que su autonomía actual se mueve entre los 100 ó 120 kilómetros.

Con éste límite, ha puntualizado el conductor, no tiene "problema" y, como ha añadido, si en algún momento prevé que se pueda quedar sin batería puede conectar el coche a uno de los postes situados en las calles para cargarlo durante un período de tiempo determinado. En cuanto al precio, Roberto San José ha pagado 30.600 euros por este Nissan Leaf, que tenía un precio de venta de 36.600 euros. No obstante se ha beneficiado de la ayuda directa de 6.000 euros procedente del Ministerio de Industria.

El taxista ha recalcado que su anterior vehículo, de marca Volkswagen, le había costado 28.000 euros, por lo que el precio es similar. A ello ha sumado que durante los 300.000 kilómetros que recorrió con él tuvieron un coste aproximado de 30.000 euros de combustible convencional, por lo que ha destacado el ahorro de costes que supone tanto en éste aspecto como en el mantenimiento del motor.

"Se supone que tiene que durar más el motor que un coche convencional y dará menos problemas", ha pronosticado San José, que ha añadido que el vehículo eléctrico, por ejemplo, no necesita filtro de gasolina ni carburador y su mantenimiento es más sencillo.

FUENTE: CARANDDRIVER THEF1

miércoles, 12 de octubre de 2011

Energía Eólica - Capítulo V -Norvento reinventa las turbinas minieólicas

El pasado 29 de septiembre asistimos a la feria Wind Power Expo de Zaragoza donde se juntaron los tecnólogos eólicos de primer nivel, tanto nacional como internacional. Entre los grandes stands destacaba claramente el de Gamesa en el que se podía observar la gran expectación creada con la ya famosa plataforma G10x y la visita al parque eólico de Jaulín para ver el primer aerogenerador puesto en marcha del mencionado modelo, como se puede observar en la fotografía.


Pero entre los pequeños stands destacaba uno claramente, sin tener que envidiar nada al de los tecnólogos de primer nivel (ni si quiera al de Gamesa), el de la empresa gallega Noverto que presentaba en sociedad su aerogenerador NED100 de 100 kW enfocado a la minieólica de autoconsumo y de conexión a red. Desconocíamos completamente las raíces de esta empresa pero uno de sus empleados amablemente nos puso al día sobre la historia, trayectoria y estrategia de la empresa, la cual cuenta ya con más de 25 años de experiencia en el sector de las energías renovables.


Posteriormente, y haciendo honor de su amabilidad, nos presentó de primera mano su aerogenerador NED100 de 100 kW haciendo hincapié en todas las innovaciones tecnológicas que incorpora y resaltando
la culpa de todo el equipo técnico, procedentes de varios de los tecnólogos de primer nivel (Gamesa, Vestas, ....), en el éxito de su diseño, fabricación y funcionamiento.

El NED100 ha sido diseñado para cumplir todas las exigencias que se hacen a los grandes aerogeneradores y que a continuación señalamos:
  1. Cuenta con un sistema de freno triple y con la supervisión continua de vibraciones y temperaturas, que ha servido para obtener el certificado de seguridad Germanischer Lloyd.
  2. Es un aerogenerador de accionamiento directo con generador síncrono, lo cual les permite prescindir de multiplicadora y desarrollar un aerogenerador sin sistemas hidraúlicos. Esto lo convierte en una máquina limpia con mínimas necesidades de mantenimiento y menos puntos calientes de aparición de averías repetitivas, lo cual permite dar disponibilidades muy altas (cercanas al 100%) con unos costes de mantenimiento mínimos.
  3. Mediante el sistema de paso variable con el que lo han equipado, de accionamiento mecánico mediante émbolo, el NED100 puede alcanzar y mantener la máxima eficiencia aerodinámica con condiciones de viento muy cambiantes, maximizando de este modo el aprovechamiento energético.
  4. Incorpora un convertidor de cuatro cuadrantes que permite transferir a la red el 100% de la energía generada con la máxima calidad, así como gestionar la aportación de energía reactiva según las necesidades. Dicho convertidor está equipado para no generar huecos de tensión e integra todas las protecciones exigidas para la microgeneración.
  5. La nacelle del aerogenerador está concebida como la cáscara de un "armadillo", que cuando es necesario llevar a cabo labores de mantenimiento se puede abrir y permite subir a una plataforma para realizar las actuaciones necesarias, ¡¡una gran idea!!




Por tanto desde Solución Renovable enviamos nuestra más sincera enhorabuena por el aerogenerador que Norvento acaba de poner en el mercado, deseándoles un éxito casi asegurado.

martes, 9 de agosto de 2011

Energía Undimotriz - Capítulo III - Novedades en el marco regulatorio

La Consellería de Economía e Industria de "Galicia" está desarrollando un programa orientado al fomento de la creación de un nuevo sector industrial en Galicia en el campo de las energías renovables, concretamente está impulsando un proyecto experimental de generación de energía undimotriz que se está promoviendo en Ferrol en colaboración con la empresa Galicia Mar Renovables.

Ayer, el responsable de esta cartera en San Caetano, Javier Guerra, visitó la boya fondeada desde el mes de julio en la Ría de Ares, un prototipo que se espera que llegue a producir 1 millón de Mw/h, lo que supondría la energía suficiente para abastecer a 300 familias durante un año. El encargado de este departamento destacó que «Galicia presenta un elevado potencial en el campo de la energía undimotriz y su aprovechamiento es una de las posibles opciones para alcanzar un incremento significativo de las energías renovables en las próximas décadas». El conselleiro apuntó que «tenemos en este tipo de energía una oportunidad de futuro, de hecho, el aprovechamiento de la energía generada por las olas es ya una realidad, con grandes perspectivas de crecimiento, en las costas de Ferrol».

El titular de Economía e Industria anunció que en este campo «la Xunta de Galicia impulsa la elaboración y aprobación de una normativa reguladora de esta actividad, que convierta a Galicia en la primera Comunidad Autónoma de España en aprobar una norma clara sobre este sector energético». «Queremos situar a Galicia a la vanguardia de la energía undimotriz, generando un sector tecnológico, industrial y social, con grandes perspectivas de creación de empleo», apuntó.

A través del Inega, se realiza de forma continua un seguimiento de estas tecnologías, analizando prototipos, la evolución de I+D y sus posibilidades de implantación. En concreto, este proyecto se centra en el análisis para la implantación de parques experimentales de energía undimotriz. Desde el Inega se analizan de forma práctica y rigurosa los efectos de la implantación de este tipo de instalaciones en la costa gallega.

Fuente: ABC Galicia por S. C. / SANTIAGO del Día 06/08/2011.

Esta es una muy buena noticia para el sector de las energías renovables, pero con un toque de rigor y siendo críticos cabe destacar que empresas que promueven plantas piloto de energía undimotriz en otras comunidades autónomas, como por ejemplo Hidroflot, se han encontrado una y otra vez con el mismo problema: "La energía undimotriz es una energía muy jovén a la que la quedan 5 o 10 años para comenzar a implantarse"; al que hay que añadir que el marco regulatorio actual (debido al estado económico del país) no incentiva las iniciativas de I+D+i de esta tecnología, las cuales avanzan a menor velocidad gracias a inversiones de grandes empresas del sector energético. A su vez, las empresas que fabrican los prototipos (generador tipo bolla, tipo hidráhulico, ....):

  • A veces también como promotores, como en el caso de Galicia Mar Renovables, y
  • otras veces mediante asociaciones entre los promotores y centros de Fabricación & I+D+i, como en el caso de Hidroflot, que asociada con Asturfeito crearon la sociedad Asturflot para el desarrollo y comercialización de la tecnología para la generación de la energía undimotriz, cuyo primer proyecto será la planta piloto de 1,5 MW promovida por Hidroflot en el occidente asturiano que han bautizado como el proyecto Calma. El prototipo se instalará cuatro kilómetros mar adentro, en una zona que no obstaculice la pesca y emergerá ocho metros de su plataforma sin impacto visual desde la costa.
llevan años gastando dinero en el desarrollo y experimentación de sus prototipos, a veces con ayudas estatales y/o regionales y otras con inversiones realizadas como apuestas de futuro por empresarios visionarios, los cuales aún no se sabe cuando comenzarán a generar beneficio alguno.

¡¡Esperemos acontecimientos para esta tecnología con tanto futuro!! Pero en 5 o 10 años.

miércoles, 29 de junio de 2011

Coche Eléctrico - Capítulo IV - Híbridos de Carreras

Los fabricantes de automóviles han aprovechado siempre la competición como banco de pruebas para ensayar mejoras en sus modelos, y el proceso se está repitiendo también con los coches híbridos y eléctricos.

Es el caso de Toyota y Lexus, que han presentado sus últimos prototipos híbridos coincidiendo con la celebración de las 24 horas de Nürburgring Nordschleife (del 23 al 26 de junio), el mítico circuito alemán de 20,832 kilómetros en el que Niki Lauda sufrió en 1976 el accidente más grave de su carrera.

Toyota GRMN
El modelo de Toyota se denomina “Híbrido deportivo GRMN II” y es una actualización del prototipo presentado en el pasado Salón de Tokio 2010. Se trata de un descapotable biplaza de línea deportiva y diseño agresivo personalizado por el preparador japonés Gazoo Racing, que busca compatibilizar el disfrute al volante y las altas prestaciones con la reducción de emisiones. Pero lo más interesante de este coche es que combina un motor de 3.456 cc. y seis cilindros de gasolina que va situado en posición central, rinde 249 CV y transmite la potencia al eje trasero. Además, incluye delante otro motor eléctrico que va conectado a las ruedas delanteras y permite disponer de tracción 4x4. Los dos propulsores rinden 299 CV en total. Esta mecánica es similar a la que equipa el todoterreno Lexus RX 450h.


El GRMN II mide 4,35 metros de largo, 10 centímetros más que un VW Scirocco, 1,89 de ancho y solo 1,20 de alto. Y según Toyota pesa menos de 1.500 kilos, apenas 100 kilos más que el modelo alemán, una cifra muy meritoria teniendo en cuenta el sobrepeso del módulo híbrido, que incluye las baterías. El prototipo es un laboratorio rodante de Toyota, que ensaya una posible aplicación de la tecnología híbrida en modelos deportivos.

Las siglas GRMN corresponden a Gazoo Racing (por el equipo japonés) Meister of Nürburgring (campeón de Nurbürgring, en alemán). Éstas últimas palabras rinden homenaje a Hiromu Naruse, ex piloto de pruebas de Toyota y ex director del equipo Gazoo Racing, que falleció en accidente de tráfico en junio de 2010 en las carreteras cercanas a Nürburgring.

Lexus CT 200h de carreras
Junto al GRMN II, Lexus, la filial de lujo de Toyota, participó en las 6 horas de Nürburgring, una competición previa a las 24 horas que se celebra en mayo. El modelo elegido fue un prototipo basado en el nuevo CT 200h, el familiar compacto con mecánica híbrida que supone la alternativa de Lexus a los Audi A3 y BMW Serie 1. El CT 200h de carreras, preparado también por el equipo japonés Gazoo Racing, reúne un motor 2.5 de gasolina y un módulo híbrido que rinden en total 191 CV, 55 CV más que el modelo de serie. Combinando la potencia extra de su motor eléctrico de altas prestaciones, y un consumo de combustible inferior a sus rivales que le permitió reducir al mínimo las paradas en boxes, el CT 200h logró terminar la prueba en el segundo puesto de su categoría, la SP4, en la que compiten vehículos casi de serie, con pequeñas modificaciones.



Al igual que el Toyota, este Lexus ensaya una aplicación deportiva de la tecnología híbrida y da una idea de cómo podría ser una hipotética versión de calle de altas prestaciones del CT 200h. El primer Lexus híbrido de carreras fue el RX 400h, que participó en las 24 horas de Núrburgring de 2005.

FUENTE: Manuel Gómez Blanco -- El Blog Coche Eléctrico

martes, 14 de junio de 2011

BORRADOR del Plan de Energías Renovables 2011-2020

Este es el Borrador del "Plan de Energías Renovables 2011-2020", en el que se recogen las previsiones de desarrollo de las diferentes tecnologías para la próxima década.



domingo, 5 de junio de 2011

Nissan Leaf: 1.248 kilómetros en 24 horas

¿Quién ha dicho que no se pueden hacer viajes largos en un eléctrico?...hablando de una primera generación de vehículos con todo el camino evolutivo por delante, podemos ver ejemplos como el de estos dos holandeses que han recorrido más de 1.200 kilómetros a los mandos de un Nissan Leaf en un recorrido que ha durado un total de 24 horas.

El secreto para lleva adelante esta prueba ha sido la utilización intensiva, y poco recomendable, de los puntos de recarga rápida que han sido utilizados por los protagonistas hasta en 12 ocasiones, llevando el sistema de refrigeración al máximo de su capacidad, lo que desde la propia Nissan aseguran que puede acortar la vida útil del pack de baterías de forma muy importante.



De todas formas, hay que pensar que los coches eléctricos, a pesar de que queda demostrado que son capaces, no están preparados ni pensados para viajes tan largos, siendo más recomendable otras opciones de transporte. Lo que esta prueba nos aclara es que si es posible recorrer largas distancias en un eléctrico, el problema es que a velocidades de autovía un modelo como el Leaf, necesita parar a recargar cada 100 kilómetros, lo que seguro que no gusta a la mayor parte de los conductores.

Fuente: FOROCOCHEELÉCTRICO

sábado, 28 de mayo de 2011

Coche Eléctrico - Capítulo III - Comienza la nueva era


El Consejo de Ministros, en su sesión del día 06-05-11, ha dado el visto bueno a un paquete de incentivos para promover la implantación del vehículo eléctrico, una de las apuestas del Gobierno en materia de ahorro de energía y de movilidad sostenible.

Por una parte, el Gobierno ha aprobado un Real Decreto que regula la concesión directa de subvenciones para la adquisición de vehículos eléctricos durante 2011, en el marco del Plan de Acción 2010-2012 del Plan Integral de Impulso al Vehículo Eléctrico en España 2010-2014. También en el marco del Plan de Acción 2010-2012, el Gobierno ha aprobado un Real Decreto que regula la figura del Gestor de Carga, como agente que podrá revender electricidad para la recarga de vehículos eléctricos y que facilitará la instalación de puntos de recarga por terceros al margen de las comercializadoras de electricidad. Además, se crea la tarifa supervalle para incentivar la recarga nocturna de vehículos eléctricos a precios más atractivos.
  • AYUDAS DIRECTAS A LA COMPRA: Según este Real Decreto, el Gobierno subvencionará hasta un 25% del precio de venta antes de impuestos, con un máximo de 6.000 euros por vehículo incluyendo las baterías, para los usuarios particulares y flotas privadas. También se subvencionará el 25% del precio bruto de adquisición de otros vehículos eléctricos como autobuses, autocares o furgonas con un máximo de 15.000 ó 30.000 euros, dependiendo de tipo de vehículo y autonomía. "La solicitud de ayuda se realizará a través de los agentes de ventas que voluntariamente decidan adherirse al plan de ayudas y serán atendidas por riguroso orden de presentación en el sistema telemático de gestión hasta el 30 de noviembre de 2011".
  • GESTOR DE CARGA: Dentro de las medidas para impulsar el despliegue de las infraestructuras de recarga del vehículo eléctrico, el Consejo de Ministros ha aprobado un Real Decreto que desarrolla reglamentariamente la actividad de los nuevos gestores de cargas del sistema.La figura del gestor de carga fue incluida en la última modificación de la Ley del Sector Eléctrico en 2010 con el objetivo de convertir los servicios de recarga energética en una nueva actividad liberalizada. La regulación permite a estas figuras vender electricidad, una actividad hasta ahora restringida a las comercializadoras eléctricas. Así, los gestores son consumidores habilitados para la reventa de energía eléctrica para servicios de recarga energética de vehículos eléctricos. Llevarán a cabo su actividad de recarga de los vehículos eléctricos de los consumidores en instalaciones propias por lo que es previsible que esta actividad se realice como negocio secundario en establecimientos como aparcamientos públicos o grandes centros comerciales.
  • TARIFA DE ACCESO SUPERVALLE: Complementariamente, de acuerdo con la mencionada Estrategia para el impulso del vehículo eléctrico y con la regulación de nuestro sector eléctrico, se procede a crear una nueva tarifa de acceso supervalle con un nuevo periodo de discriminación horaria para las horas de menor demanda del sistema, desde la 1 de la madrugada hasta las 7 de la mañana, con menores precios que incentiven el traslado del consumo del periodo punta a estas horas. Al ser una tarifa de acceso, tanto los consumidores en el mercado libre como los acogidos a la tarifa de último recurso (TUR) podrán optar a ella y disfrutar de un menor precio final de la electricidad en esa franja horaria. Esta normativa es un elemento fundamental para el desarrollo en nuestro país del vehículo eléctrico, de acuerdo con la Estrategia Integral para el Impulso del Vehículo Eléctrico en España, presentada por el Gobierno el 14 de abril de 2010, y su Plan de Acción 2010-12. El vehículo eléctrico es un producto industrial que aúna las características de ser tecnológicamente innovador, capaz de generar un nuevo sector de actividad con potencial de crecimiento e instrumento de ahorro y eficiencia energética y medioambiental. Además, el suministro de electricidad a este tipo de vehículos permitirá mejorar la eficiencia global del sistema eléctrico mediante una adaptación de su curva de demanda. Así, y dado que la recarga de los vehículos se realizará principalmente por la noche, cuando no están en uso, su cumplimentación coincidirá con los valles de demanda del sistema, en los que el coste asociado a la generación es inferior, por lo que se consumirá electricidad en horas de menores costes, reduciendo el gasto energético del uso del vehículo eléctrico respecto al tradicional de combustión interna.
Fuente Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

viernes, 27 de mayo de 2011

CUANTIFICA EN NIVEL DE INNOVACIÓN QUE CREES QUE TIENE ESPAÑA

Participa y señala que nivel de innovación crees que hay en España.

sábado, 21 de mayo de 2011

BRUSELAS AUTORIZA A ESPAÑA A REANUDAR EL COMERCIO DE EMISIONES DE CO2

La Comisión Europea ha autorizado a España a reanudar, desde el 16 de febrero, su participación en el sistema de comercio de emisiones de CO2 de la UE después de que el Gobierno haya proporcionado garantías de que su registro nacional cuenta con los requisitos mínimos de seguridad. Bruselas cerró el pasado 19 de enero su mercado de emisiones, tras detectarse una ola de robos informáticos, que afectaron a República Checa, Grecia, Austria, Estonia y Polonia.
Este mercado cubre a alrededor de 11.000 instalaciones industriales, a las que se han fijado unos topes de emisiones de CO2. Las fábricas que superan su tope deben comprar en el mercado permisos de aquellas que han quedado por debajo.
El año pasado este negocio tuvo un volumen económico altísimo, cercano a los 90.000 millones de euros. Un nicho de negocio muy poco conocido en España, que durante los próximos años podría servir para incentivar a las pequeñas, medianas y grandes fábricas a reducir sus índices de contaminación de CO2, mediante una correcta aplicación de las técnicas de eficiencia energética. Por el contrario, en caso de readaptarse como fabricas poco contaminantes, siempre tendrían la opción de entrar en el mercado de emisiones de CO2....pagando las altas tasas establecidas para ello.

jueves, 5 de mayo de 2011

Innovación - Capítulo III - Almacenamiento de energía

El gran problema al que se enfrentan los sistemas de suministro energético es la dificultad de almacenar energía durante los periodos de baja demanda para, más tarde, poder utilizarla en los picos de demanda. Este problema es especialmente relevante en las energías renovables, exceptuando las centrales hidrahúlicas que disponen de sistema de bombeo. Para que las energías renovables constituyan una alternativa realista a las energías consumibles se deben superar los problemas de suministro energético y de almacenamiento. Como opciones tecnológicas para el almacenamiento del recurso eólico, la utilización del aire comprimido es el sistema que mejor se adapta a su variabilidad. Una de las grandes ventajas de almacenar energía mediante compresión de aire es la posibilidad de almacenar el aire comprimido durante largos periodos de tiempo, a diferencia de las baterías de plomo o de litio, que necesitan, en general, realizar descargas diarias o semanales. La curva de carga o de demanda de energía eléctrica en España tiene las siguientes características:
  • Horas de menor consumo: noche y primeras horas de la madrugada. Estas horas son las denominadas horas valle.
  • Puntos de consumo de mayor demanda a las 12.00, 16.00 y 20.00 horas. Estas horas son los denominados picos de demanda.
  • En la curva de demanda semanal se denota que hay diferencia de consumo de un día laboral o festivo y que, además, los factores climatológicos producen una modificación en los hábitos de consumo de los usuarios, esto es, hay diferencias entre la curva de demanda en verano e invierno.
Debido a las variaciones de consumo horario diario anteriormente comentadas, la curva de demanda diaria tiene grandes diferencias entre los consumos en los picos de demanda y las horas valle. Por tanto, la eficiencia de la infraestructura eléctrica española no es la óptima, es decir, se puede mejorar tanto más se aplane la curva.

Una de las soluciones para aumentar la eficacia del sistema es la gestión de la demanda. Sin embargo, frente a la dificultad de conseguir todos los datos necesarios, en general, se suelen introducir nuevas demandas de manera que permitan suavizar la curva de demanda. En la España peninsular, se dan dos elementos muy importantes: la limitada capacidad de bombeo, que supone la alternativa óptima de almacenamiento nocturno, y las dificultades de colocar excedentes de generación en los sistemas eléctricos de los países vecinos. Ante esto, en España se apuesta por dos opciones:
  1. La apuesta por los vehículos eléctricos es, por tanto, una alternativa con un claro potencial. Es importante tener en cuenta que el incremento de la demanda con vehículos eléctricos obligará a una mayor contribución e integración por parte de las renovables, lo que una vez más redunda en la necesidad de dotar de una mayor flexibilidad la operación del sistema con esta y otras soluciones. Los vehículos eléctricos permitirán, inicialmente, incorporar nuevas cargas en horas de baja demanda y, posteriormente, modular cargas en diferentes periodos.
  2. Otra opción para suavizar la curva de demanda y aumentar la eficacia del sistema es la utilización de sistemas de almacenamiento de energía. Pueden trabajar de la misma manera que el coche eléctrico, es decir, pueden cargarse en horas nocturnas (horas valle) y generar parte de la energía almacenada entre las 14.00 y las 22.00 horas
El gran problema al que se enfrentan los sistemas de suministro energético es la dificultad (y el coste económico) de almacenar energía durante los periodos de baja demanda para poder utilizarla durante los picos de demanda. Esto es particularmente relevante desde el punto de vista de las energías renovables, si se pretende que constituyan una alternativa realista a las energías consumibles. En efecto, es muy difícil que la producción de energía se adecue perfectamente a la necesidad o demanda por parte de los consumidores. Por tanto, es importantísimo poder almacenar el excedente de energía eléctrico producido. En general, en la actualidad, se utilizan baterías de plomo para realizar esta tarea.

El caso eólico es fiel reflejo de las anteriores reflexiones. Cuando se utiliza el viento (recurso limpio, autóctono e inagotable) como fuente primaria de energía, si bien no existen costos de combustibles y se tiene un bajo impacto ambiental, se presenta el problema de la aleatoriedad de este recurso. La generación eólica no se considera segura (tiene un carácter no gestionable) en el momento de realizar los cálculos de planificación de la operación del sistema de potencia. Justo antes de la instalación de parques eólicos, se realizan estudios estadísticos para determinar valores medios de velocidad y dirección principal del viento. Estos valores medios son útiles para determinar la viabilidad del proyecto y, posteriormente, para realizar la planificación de la operación del sistema a largo plazo. Sin embargo, para la planificación de la operación a corto plazo, estos valores no pueden ser utilizados. Una determinación de valores medios en muy corto
plazo, dado la elevada tasa de variación del viento no garantizaría tampoco la disponibilidad del recurso. Anexamente a este problema, se presenta la problemática de la incapacidad de almacenar y transportar esta fuente de energía en las situaciones de desequilibrio entre oferta y demanda. Esta energía se suele desaprovechar y se presenta como una de las mayores preocupaciones de las asociaciones del sector y del gestor del sistema.

Como una de las soluciones a la imprevisibilidad de la energía generada por medios de unidades eólicas se presenta la utilización de medios de almacenamiento de energía o ESS (energy storage
systems). En el contexto del mercado eléctrico, los principales objetivos del almacenamiento de energía son:
  • Aumentar la eficiencia de los sistemas eléctricos, al reducir la necesidad de centrales de generación de respaldo.
  • Aumentar la confiabilidad de los sistemas eléctricos, al evitar los costos de interrupción del suministro.
  • Aumentar la disponibilidad de fuentes renovables (solar, eólica).
  • Aumentar el factor de utilización en las plantas de generación renovables.
Otra razón que justifica el almacenamiento de energía generada mediante energía eólica es la no coincidencia de la máxima demanda con la máxima generación de eólica, es decir, las horas pico de demanda no son las mismas que las horas pico de generación, tal como se observa en la figura.



Las técnicas de almacenamiento de energía pueden ser clasificadas en función de diferentes criterios:
  • Del tipo de aplicación: permanente o portable.
  • Duración del almacenamiento: cortos o largos periodos.
  • La potencia máxima demandada.
Por tanto, es necesario analizar las características fundamentales de los sistemas de almacenamiento con el objeto de establecer criterios para seleccionar la mejor tecnología. La elección del tipo de almacenamiento se basa en los siguientes criterios: tiempo de almacenamiento, potencia disponible, grado de descarga, tiempo de descarga, localización, ciclos de vida útil, rendimiento, autonomía, costes, densidad de energía volumétrica (kJ/m3).

Para conseguir el almacenamiento de energía eléctrica de forma eficaz la energía eléctrica debe ser almacenada como otra forma de energía y cuando se demande, se volverá a transformar en energía eléctrica.


CENTRALES DE BOMBEO

Su principio de funcionamiento es bien conocido: durante los periodos en los que la demanda es baja, estas centrales utilizan la electricidad sobrante para bombear el agua desde el depósito inferior hacia el depósito superior. Cuando la demanda es muy elevada, el agua sale del depósito superior y activa las turbinas para generar energía eléctrica en horas pico. Las centrales de bombeo hidroeléctricas tienen grado de eficacia de entre el 65% y el 80%. En general, se puede afirmar que, considerando el rendimiento del ciclo, se necesitan 4 MWh para generar tres. Proyecto hidroeólica "El Hierro".

PILAS DE COMBUSTIBLE DE HIDRÓGENO

Las pilas de combustible son un medio de restablecer la energía gastada para producir hidrógeno mediante electrólisis del agua. La oxidación-reducción entre el hidrógeno y el oxígeno es una reacción simple que se produce dentro de una estructura formada por dos electrodos (ánodo-cátodo) separados por un electrolito.

BATERÍAS

Es un sistema bien conocido por todos; el almacenamiento químico se lleva a cabo a través de acumuladores. Estos sistemas tienen la doble finalidad de almacenar y liberar electricidad alternando fases de carga y descarga. Estos acumuladores pueden transformar la energía química generada mediante reacciones electroquímicas en energía eléctrica y viceversa, sin emisiones contaminantes y ruidos y, además, requiere poco mantenimiento.

VOLANTE DE INERCIA

Los acumuladores de energía mediante volante de inercia están compuestos de un volante de inercia acoplado (normalmente con bridas magnéticas) al eje de un generador.

SUPERCONDENSADORES

El almacenamiento de energía en supercondensadores se realiza en forma de campo eléctrico entre dos electrodos. Es el mismo principio que los condensadores excepto que el material aislante es reemplazado por un electrolito conductor. La energía obtenida es superior a la obtenida en condensadores (aproximadamente, en 15 Wh/kg). Del mismo modo, su coste también es más elevado, pero tiene una mejor capacidad de descarga debido al lento desplazamiento de los iones en el electrolito.

AIRE COMPRIMIDO (CAES)

Este sistema de almacenamiento se lleva a cabo a alta presión (40-70 bares) y a temperaturas cercanas a la ambiente. Esto conlleva depósitos con menor volumen. Un gran número de estudios realizados han concluido que el aire debe ser comprimido y almacenado en el subsuelo y en tuberías altamente presurizadas (20-100 bares). Una planta de generación de energía con una turbina de gas utiliza dos tercios de la potencia disponible para comprimir el aire de la combustión. Mediante este sistema, se consigue separar el proceso en varias fases para utilizar la energía para comprimir el aire (durante horas valle horas de almacenamiento) y, posteriormente, se produce, durante las horas pico (de demanda), tres veces la potencia para el mismo consumo de combustible expandiendo el aire en una cámara de combustión antes de introducir el aire en las turbinas. El calor residual se recupera del humo y se usa para calentar el aire. La densidad de energía para este tipo de sistemas está alrededor de 12 kW/m3 y el rendimiento estimado se sitúa en torno al 70%.

Por último, en la siguiente figura se pueden analizar los diferentes tipos de almacenamiento de energía y para que potencias y tiempos se recomienda el uso de cada una.



Los sistemas de almacenamiento de energía mediante compresión de aire CAES son la principal solución para las energías renovables. Para estas energías, el tiempo de almacenamiento necesario puede ser de horas, días o incluso meses y estos sistemas permiten esta aplicabilidad. Además, es una tecnología madura y en la actualidad existen varios proyectos en marcha: Huntorf (Alemania), McIntosh (EE UU). Las esperanzas están puestas en el
Iowa Storage Energy Park (Iowa, EE UU), un proyecto estadounidense en marcha que cuenta con el respaldo tecnológico de Sandia National Laboratories. Con la energía proporcionada por los aerogeneradores, se comprimirá y guardará aire en un acuífero situado a 1.000 metros de profundidad en el centro del estado de Iowa, usado hasta ahora para atesorar gas natural. Se espera que en 2011 el futuro parque eólico, cuya construcción costará unos 130 millones de euros, suministre 270 MW 16 horas al día. En esta instalación, cuando no se necesita generar electricidad, el aire se almacena en una formación geológica subterránea profunda para su uso posterior en la generación de electricidad. La electricidad que produce se puede utilizar cuando sea necesario, especialmente durante las horas pico de alta demanda. Este proceso utiliza menos
combustible que una instalación convencional de combustión de la turbina. Ver demostración del proyecto.

A pesar de todo esto, el aire comprimido tiene algunos inconvenientes que hacen que su uso sea limitado. Por ejemplo:

  • Tienen unos requisitos de ubicación muy restrictivos, ya que deben ser grandes extensiones de terreno y, además, hay que disponer de cuevas para almacenar el aire comprimido.
  • Elevado tiempo de respuesta: se puede hablar de minutos, incluso horas, es decir, tienen poca flexibilidad ante una demanda.
  • Problemas de fugas y fricción debido a la naturaleza gaseosa del aire.
  • Moderado rendimiento (alrededor del 70%).
  • Las ratios de presión y de eficiencia en los sistemas de conversión neumáticos son bajos.
Por tanto, la mayoría de investigaciones están orientadas a superar estas limitaciones. Para reducir el tamaño de estas instalaciones se están realizando prototipos (pronto saldrán al mercado) que hibridan los sistemas de conversión neumático con los hidráulicos, dando lugar a los sistemas hidroneumáticos (se consiguen grandes ratios de presión con dispositivos de pequeño tamaño). Del mismo modo, para mejorar el rendimiento y disminuir el tiempo de respuesta, se ha conseguido unir los sistemas hidroneumáticos con los supercondensadores. Estos nuevos dispositivos van encaminados a integrarse en los sistemas de generación minieólica en entornos urbanos formando parte de la generación distribuida.

Extracto del artículo de Manuel Ramírez Velasco.

sábado, 9 de abril de 2011

Innovación - Capítulo II - Central Hidroeólica - El ‘New York Times’ se interesa por la central hidroeólica de El Hierro


La ejecución de la central hidroeólica de El Hierro es un proyecto que marca un hito histórico para la isla y, en general, para la ingeniería. La central ha despertado la atención entre los medios de comunicación españoles y extranjeros, que han elaborado numerosos reportajes. Entre los que han publicado trabajos desde que la iniciativa tomó forma pueden citarse la BBC y Current Tv, la televisión del expresidente norteamericano Al Gore, hasta los más recientes, la cadena coreana KBS y la Radio Nacional de Alemania, el pasado mes de diciembre, como ejemplos del amplio abanico de apariciones en prensa que demuestran el interés que suscita la central hidroeólica en el mundo.

También el estadounidense New York Times y el semanario suizo Azione han informado de la construcción en la isla de El Hierro de la central hidroeólica. El periódico norteamericano
publicó un artículo en el que explica detalladamente el conjunto de elementos del sistema herreño, así como la filosofía de funcionamiento de la central, con su importante aportación innovadora desde el punto de vista técnico. La central se convertirá en el primer lugar aislado del mundo en autoabastecerse con el uso de energías limpias, según ha detallado el Cabildo herreño. New York Times incluye declaraciones del presidente de la empresa encargada de su puesta en funcionamiento, Gorona del Viento, el presidente del Cabildo de El Hierro, Tomás Padrón, y de su consejero de Sostenibilidad, Javier Morales, sobre el proyecto de autoabastecimiento y la intención de implantar el coche eléctrico en la isla.


El objetivo final del proyecto es que el consumo de la isla se cubra con energía procedente de fuentes renovables. Para ello se instalará un parque eólico y una central hidráulica interconectados con el actual sistema eléctrico de El Hierro, propiedad de UNELCO-ENDESA.

Abastecer la isla con energía procedente de combustibles fósiles comporta una serie de dificultades tales como el coste económico y dependencia del transporte del propio combustible, el coste ambiental de la utilización de combustibles fósiles, etc... Por otro lado la utilización de energías renovables presenta grandes ventajas económicas, sociales y medio-ambientales, aunque tiene el inconveniente de afectar a la estabilidad del sistema eléctrico, en particular cuando se usa energía eólica con dificultades para su gestionabilidad.



El proyecto hidroeólico integra un parque eólico, un grupo de bombeo y una central hidroeléctrica. El parque eólico es capaz de suministrar energía eléctrica directamente a la red y, simultáneamente, alimentar a un grupo de bombeo que embalse agua en un depósito elevado, como sistema de almacenamiento energético. La central hidroeléctrica aprovecha la energía potencial almacenada, garantizando el suministro eléctrico y la estabilidad de la red.


El sistema hidráulico funcionando como bombeo, hace de acumulador del excedente de energía; funcionando como generador, actúa como productor de energía eléctrica y regulador del sistema eléctrico en la isla.


La demanda eléctrica en el año 2.005 fue de 35 GWh, y la potencia eléctrica actualmente instalada (Diesel) es de 11,36 MW. El ritmo de crecimiento actual de la demanda energética ha sido de un 8%; aunque se espera que se estabilice en el corto plazo (3-5 años) en un 4% anual.


El sistema estará compuesto por dos depósitos de agua, un parque eólico, una central hidroeléctrica, una central de bombeo y una central de motores diesel (existente). La filosofía de funcionamiento se basa en el abastecimiento de la demanda eléctrica de la isla con fuentes renovables, garantizando la estabilidad de la red eléctrica; la central de motores diesel solamente entrará en casos excepcionales/emergencia cuando no haya ni viento ni agua suficiente para producir la energía demandada.


Con la central hidroeólica se consigue transformar una fuente de energía intermitente en un suministro controlado y constante de electricidad, maximizando el aprovechamiento de la energía eólica. De esta manera, la central térmica opera apoyando a modo de reserva sólo en períodos de ausencia de viento, minimizando el consumo de combustibles fósiles.


La demanda eléctrica prevista para el diseño es 48 GWh/año en el año 2.015, basada en la planificación energética de Canarias PECAN 2006; no obstante el dimensionamiento de la conducción de agua y los depósitos, debido a que no son ampliables de forma modular, se hará en base a la demanda prevista en el año 2.030.


¿En serio piensas que la solución pasa por energía 100% nuclear?

Gorona del Viento

martes, 1 de marzo de 2011

Innovación - Capítulo I - AZUD - Minipresa reciclada para riachuelos diseñada por dos Ingenieros en Diseño Industrial

La utilización de fertilizantes para garantizar una mejor producción agrícola, el uso en exceso del agua de la lluvia para los cultivos y la propia erosión natural del terreno, ha provocado una ‘deshidratación’ de los suelos cuya consecuencia es la pérdida de vegetación y, por tanto, de pastos para el ganado. Regenerar esa capa herbácea de una forma sostenible, aprovechando el agua de los pequeños riachuelos y de los arroyos, es el objetivo de un proyecto industrial diseñado por dos estudiantes de Ingeniería en Diseño Industrial de la Universidad de Valladolid.

Irene Estrada Martínez y Raúl González Gómez son los creadores de una minipresa fabricada con módulos elaborados a partir de plásticos desechados, que se pueden adaptar a la anchura del río hasta un máximo de ocho metros. El alto no supera los dos metros y medio. El dique cuenta con una pieza central, achatada arriba para que rebose el agua cuando alcance el nivel deseado, y con un aliviadero en la parte inferior para que el río pueda fluir de forma natural cuando ya no sea necesaria la acción de la minipresa. El resto de los bloques se ‘anclan’ en función del ancho del caudal, y en las orillas se colocan las piezas que soportan la presión del agua. Todo fabricado con plástico reciclado, a excepción de los cimientos de hormigón.

El proceso de su emplazamiento se completa con el ‘dibujo’ de pequeñas canalizaciones en la parte anterior a la presa. Así, el agua no se queda estancada, sino que se filtra por las zanjas y puede después discurrir por los ‘caminos’ naturales del subsuelo. La longitud y profundidad de estos surcos artificiales dependerá de las características del terreno–de su arenosidad y porosidad–. Gracias a ello, el terreno recupera la hidratación perdida por la actividad humana o por la propia erosión de la naturaleza, y se regenera la capa vegetal. «El hombre explota mucho los suelos, y las capas freáticas van bajando. Si antes las plantas metían un poco la raíz y ya tenían la humedad necesaria para sobrevivir, ahora hay capas que incluso han desaparecido y a los vegetales ya no les llega el agua», explicó el profesor Ramiro Merino, coordinador del proyecto de fin de carrera de los dos estudiantes.

Con la idea del respeto al medio ambiente por bandera, Estrada y González fueron más allá en su proyecto de creación de la minipresa, pues no sólo se fijaron en los beneficios que experimenta el terreno después de su instalación, sino que también cuidaron el proceso de fabricación. Por eso, apostaron por el empleo de materiales de residuo, en este caso plásticos, con el objetivo de minimizar la cantidad de materia prima ‘nueva’. «La idea es aprovechar la máxima cantidad de residuos, que se mezclan al 50% conmaterial virgen, ya que otra proporción no permitiría mantener las propiedades necesarias para soportar el empuje del agua», explicó Irene Estrada, la coautora de este proyecto patentado desde hace dos años por la Universidad de Valladolid.

Además de utilizar plásticos usados procedentes, por ejemplo de botellas o tuberías, otro de los beneficios de estos materiales es que no necesitan una temperatura muy alta para su fundición y, por eso, favorecen el ahorro de energía. «El material se calienta en un molde a 250 grados y, una vez que se enfría, ya se puede utilizar».

Los ayuntamientos de municipios situados en zonas con déficit hídrico o incluso países con escasez de agua, como pueden ser los de la cuenca Mediterránea, son los ‘clientes’ potenciales de este invento que se apoya también en las nuevas tecnologías para controlar y modificar el nivel de agua en función de las necesidades. «La minipresa cuenta con un sistema de telemando, controlado a través del teléfono móvil, para saber en todo momento la cantidad de agua. En época de lluvia, la afluencia será máxima y discurrirá por el vertedero, pero cuando baja el nivel, se puede ver el porcentaje que queda y los días de reserva», es el funcionamiento de un dispositivo de control desarrollado por Daniel Merino.

Una minipresa práctica, viable y sostenible con el medio ambiente, lista para poner enmarcha.

Artículo publicado por G. Estrada en "El Mundo de Castilla y León" en su sección "Innovadores" de la edición del 28-02-2011.

Desde "Solución Renovable" nos gustaría anotar una pequeña aclaración que no viene reflejada en el artículo, el nombre de la minipresa es "AZUD". Muchas felicidades a Irene y Raúl, que ven de algún modo recompensado el duro esfuerzo realizado durante el diseño y presentación de su proyecto.

sábado, 12 de febrero de 2011

Eficiencia Energética - Capítulo VI - Energía Reactiva ¿Cómo interpretar este concepto?

La energía reactiva es la demanda extra de energía que algunos equipos de carácter inductivo y/o capacitivo como motores, transformadores, luminarias (inductivo) y líneas eléctricas (capacitivo), producen en su funcionamiento. Esta energía "extra" puede descompensar un sistema eléctrico ya que afecta directamente al factor de potencia del mismo, ya que a mayor energía reactiva en el sistema menor será el factor de potencia. Pongamos un ejemplo:
  • Una instalación eléctrica para el suministro a una pequeña industria de 1000 kVA, en la que existen varias cargas reactivas debidas al transformador de potencia, a los motores de consumo, a la línea eléctrica de reparto en Baja Tensión. Las cargas reactivas inductivas (Transformador y Motores) serán mucho mayores siempre que las cargas capacitas (línea eléctrica de reparto en Baja Tensión), siendo el valor de la energía reactiva inductiva 100 kVAr. Por este motivo la potencia aparente será de 994,98 kW.
  • El factor de potencia (que es igual al cos Phi si no tenemos en cuenta los posibles armónicos existentes en la instalación) tendrá un valor de 0,99. Dicho valor es muy próximo a la unidad, que es el valor que nos indica que las pérdidas de la instalación debidas a la energía reactiva son nulas.
  • Sin la potencia reactiva, inductiva en este caso, fuese de 250 kVAr tendríamos una potencia aparente de 964,24 kW y un cos Phi de 0,96, que ya sería un valor a tener en cuenta de cara a la facturación de la compañía eléctrica.
La mayor parte de las cargas industriales producen este tipo de energía, conjuntamente con la energía activa. Los efectos negativos de la energía reactiva o que se derivan de su consumo:
  1. Costes económicos reflejados en las facturas eléctricas.
  2. Pérdida de potencia de las instalaciones.
  3. Caídas de tensión que perjudican el normal funcionamiento de las instalaciones.
  4. Transformadores más recargados.
Además, esta energía provoca sobrecarga en las líneas de distribución y transporte sin producir un trabajo útil, y por lo tanto es necesario compensarla para optimizar las instalaciones eléctricas. Las ventajas de la compensación de energía reactiva, ayudando a obtener ventajas económicas y técnicas:
  1. Aumenta la capacidad de las líneas y transformadores instalados.
  2. Mejora la tensión de la red.
  3. Disminuyen las pérdidas de energía.
  4. Consigue una reducción en el coste global de la energía.
En diferentes sectores, se utilizan soluciones que minimizan el impacto derivado del consumo de este tipo de energía. Básicamente consisten en la utilización de equipos diseñados para neutralizar la energía reactiva que presentan los sistemas eléctricos. Un ejemplo claro es la instalación de baterías de condensadores. Además se pueden utilizar otros mecanismos para realizar seguimientos exhaustivos del consumo de la energía reactiva y poder así realizar acciones correctoras. Un ejemplo es la visualización de curvas de carga de energía reactiva que se pueden obtener directamente del contador de la instalación y/o analizando la factura eléctrica (según los tipos de contratos).

También es interesante conocer teoricamente como funciona el sistema eléctrico de distribución y transporte de energía eléctrica, ya que ello nos puede ayudar a comprender los requerimientos legales que se les exige a los consumidores en Media Tensión y/o Alta Tensión, así como a las empresas que generan energía eléctrica. Para ello vamos a diferenciar los tres tramos de consumo generales del sistema eléctrico español: Horas Punta, Horas Llano y Horas Valle.
  • Horas Punta: Son las horas en las que el consumo del sistema eléctrico se encuentra en su mayor estado de carga, por lo que son las horas en las que los transformadores y las líneas eléctricas se encuentran practicamente al 100 % de su estado de carga contratado, no al 100 % de su carga nominal que de diseño puede rondar un 40% a mayores de la carga contratada. Cuando los transformadores están "muy cargados" generan energía reactiva inductiva, siendo esta directamente proporcional al estado de carga del transformador. Por otro lado, las líneas eléctricas (aéreas o subterráneas) están también "muy cargadas" que en este estado generan energía reactiva inductiva y energía reactiva capacitiva, ya que estas disponen una componente resistiva e inductiva directamente proporcional al estado de carga de la línea y una componente capacitiva fija para cualquier estado de la misma una vez está en tensión. "Entonces podemos llegar a la conclusión de que en este tramo el sistema dispondrá de la energía reactiva capacitiva (fija) de las líneas y de la energía reactiva inductiva (directamente proporcional al estado de carga) de las línea y de los transformadores, siendo esta última mucho mayor y resultando por tanto un sistema inductivo. La legislación actual prima por ello a los generadores eléctricos que inyecten energía reactiva capacitiva en horas punta para compensar al sistema eléctrico inductivo".
  • Horas Llano: Son las horas en las que el consumo del sistema eléctrico se encuentra a mitad de carga, por lo que son las horas en las que los transformadores y las líneas eléctricas se encuentran practicamente al 50-60 % de su estado de carga contratado. Cuando los transformadores están "a mitad de carga" generan energía reactiva inductiva, siendo esta directamente proporcional al estado de carga del transformador. Por otro lado, las líneas eléctricas (aéreas o subterráneas) están también "a mitad de carga" que en este estado generan energía reactiva inductiva y energía reactiva capacitiva, ya que estas disponen una componente resistiva e inductiva directamente proporcional al estado de carga de la línea y una componente capacitiva fija para cualquier estado de la misma una vez está en tensión. "Entonces podemos llegar a la conclusión de que en este tramo el sistema dispondrá de la energía reactiva capacitiva (fija) de las líneas y de la energía reactiva inductiva (directamente proporcional al estado de carga) de las línea y de los transformadores, siendo esta última algo menor y resultando por tanto un sistema casi equilibrado pero capacitivo, aunque con una diferencia realmente pequeña. La legislación actual prima por ello a los generadores eléctricos que inyecten energía reactiva inductiva con un cos Phi muy próximo a la unidad (1) en horas llano para compensar al sistema eléctrico casi equilibrado pero capacitivo".
  • Horas Valle: Son las horas en las que el consumo del sistema eléctrico se encuentra en su menor estado de carga, por lo que son las horas en las que los transformadores y las líneas eléctricas se encuentran practicamente al 0-10 % de su estado de carga contratado. Cuando los transformadores están "muy poco cargados" casi no generan energía reactiva inductiva, siendo esta directamente proporcional al estado de carga del transformador. Por otro lado, las líneas eléctricas (aéreas o subterráneas) están también "muy poco cargadas" que en este estado generan muy poca energía reactiva inductiva y la misma energía reactiva capacitiva que en los otros dos casos, ya que estas disponen una componente resistiva e inductiva directamente proporcional al estado de carga de la línea y una componente capacitiva fija para cualquier estado de la misma una vez está en tensión. "Entonces podemos llegar a la conclusión de que en este tramo el sistema dispondrá de la energía reactiva capacitiva (fija) de las líneas y de la energía reactiva inductiva casi nula (directamente proporcional al estado de carga) de las línea y de los transformadores, resultando por tanto un sistema capacitivo. La legislación actual prima por ello a los generadores eléctricos que inyecten energía reactiva inductiva en horas valle para compensar al sistema eléctrico capacitivo".
Con esto se pretende dar una idéa general sobre la importancia de tener controlado el consumo de energía reactiva en cualquier sistema eléctrico, ya que este punto es el "camino crítico" para conseguir una mayor eficiencia energética (en lo que a energía eléctrica se refiere) en cualquier sistema.

Por ello cualquier persona o compañía que quiera informarse sobre posibles soluciones a sus problemas relacionados al consumo de energía reactiva, que no dude en contactar con nosotros para un correcto asesoramiento técnico.

sábado, 22 de enero de 2011

¿QUÉ APORTÓ LA ENERGÍA EÓLICA A LA ECONOMÍA ESPAÑOLA EN LOS ÚLTIMOS AÑOS?

Desde la AEE (Asociación Empresarial Eólica) se han publicado datos, como demuestra el "Estudio del impacto Macroeconómico del Sector Eólico en España" realizado por Deloite, en el que se reflejan datos de lo que aportó la industria eólica a la economía española en el año 2009.

El 2009 fue un año complicado para el sector eólico y supuso un punto de inflexión en su desarrollo. Aún así, el sector aportó directa e indirectamente 3.207 millones de euros al PIB Español, lo que representa un 0,34% del PIB español. Comparando estos datos con los obtenidos en el año 2008, en el que la aportación representó un 0,39% del PIB español, podemos observar la tendencia bajista del sector.

En el año 2009 se produjo una caída de empleo cifrada en unos 5.000 puestos de trabajo, quedando directamente empleadas por el sector un total de 37.719 personas. La tendencia en el año 2.010 no ha cambiado, o que se ha reflejado en una ralentización de su ritmo de crecimiento. En total, se instalaron 1.515,95 MW en España, lo que supone un aumento de la potencia instalada del 8% respecto al año anterior, el crecimiento más lento desde 2003 en términos absolutos. La potencia instalada a 31 de diciembre en España se situaba en 20.676,04 MW, ligeramente por encima del objetivo fijado en el Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010, de 20.155 MW.

Las principales causas de este cambio de tendencia experimentado en el año 2009, y continuado en el año 2010, son:
  1. El impacto de Registro de Preasignación, nacido al amparo del Real Decreto 6/2009.
  2. Las crecientes contraprestaciones económicas.
  3. Las barreras administrativas que implican los concursos autonómicos.
  4. La crisis económica que atraviesa nuestro país.
  5. La incertidumbre por la falta de un marco regulatorio que establezca las reglas del juego a partir de 2013
Pero no todo lo que se extrae del informe es negativo, porque si sumamos los años 2010, 2009 y 2008, la aportación al PIB sería de 6.197 millones de euros, que supone poco menos del doble de las primas recibidas durante ese mismo periodo en la venta de energía, que fueron 3.706 millones de euros.

Además la energía eólica ahorró a nuestro país 1.541 millones de euros por la sustitución de las importaciones de combustibles fósiles, más otros 270 millones de euros gracias a las emisiones de gases de efecto invernadero que se evitaron. A estas cifras habría que sumarle que se exportó energía eólica por valor de 2.104 millones de euros, lo cual aportó 207 millones de euros a la balanza fiscal. También se destinaron 156 millones a I+D+i, y contribuyó a generar empleo cualificado, lo que hace que el sector eólico siga siendo clave para el futuro de la sociedad española.

Pero el futuro es incierto, ya que para 2011 y 2012, quedan pendientes de puesta en marcha inscritos en el Registro de Preasignación menos de 3.000 MW. A partir de entonces, no se conoce ni la retribución que percibirán las instalaciones, ni el sistema que se utilizará, lo que frena que comience la instalación de parques eólicos de cara al futuro. Esto es importante, ya que España deberá cumplir, como todos los países de la Unión Europea, el objetivo de que el 20% del consumo final de energía proceda de fuentes renovables en 2020, para lo que la eólica será fundamental. Según las previsiones enviadas por el Gobierno a Bruselas en su Plan de Acción de Energías Renovables (PANER), se espera que en 2020 haya 35.000 MW de eólica terrestre y 3.000 MW de eólica marina en España. Para cumplir estos objetivos, será necesario que se clarifique el marco regulatorio futuro del sector sin más dilación.

En 2010, Castilla y León fue, por segundo año consecutivo, la Comunidad Autónoma que más energía eólica instaló, con 917 MW, el 60,4% de toda la nueva potencia instalada en España. Le siguieron Cataluña, con 326,87 MW nuevos, y Andalucía, con 139,41 MW. De este modo, Castilla y León, continúa a la cabeza del ranking de potencia instalada por Comunidades Autónomas, seguida por Castilla-La Mancha (que instaló 6 MW en 2010) y Galicia (54,80 MW).

Numerosas comunidades (Andalucía, Aragón, Canarias, Cantabria, Cataluña, Extremadura y Galicia) realizaron concursos eólicos en 2010 y adjudicaron potencia eólica por encima de 7.000 MW. Sin embargo, en ausencia del nuevo marco regulatorio, no se sabe ni cómo ni cuándo podrá instalarse esta potencia.

En lo que se refiere a las empresas promotoras, Iberdrola Renovables continúa liderando el ranking español, con un total de 5.168,50 MW. En 2010, fue la compañía que más instaló, al sumar 289,22 MW. También instalaron más de 200 MW en el año EDPR (249,78 MW) y Govade (232,52 MW). En el ranking de potencia instalada, Acciona continúa en segundo lugar, con 4.036,82 MW, seguida por EDPR, con 1.862,92 MW.

Entre los fabricantes, los aerogeneradores de Gamesa sumaron 760,7 MW en 2010. La empresa mantiene el primer puesto de la clasificación, con un total de 11.108,07 MW. Vestas, con nueva potencia instalada por valor de 500,4 MW y un total de 3.528,72 MW, permanece en segundo lugar. Alstom Wind pasa a ocupar el tercer puesto, con 1.559,85 MW, tras instalar 141,78 MW en 2010.

Fuente: AEE (Asociación Empresarial Eólica)
En 2010, la energía eólica cubrió el 16,6% de la demanda eléctrica en España (según datos de Red Eléctrica de España) y se consolidó como la tercera tecnología que más aporta al sistema, tras la nuclear y los ciclos combinados.

viernes, 14 de enero de 2011

Eficiencia Energética - Capítulo V - Software ABCD para análisis y simulación de líneas aéreas

Los parámetros de la línea aérea de alta tensión no solo dependen de la impedancia y admitancia que pueda presentar, sino que también depende de la longitud. Dos líneas de idénticas características constructivas pero de diferentes longitudes poseen parámetros distintos que repercuten en valores de caídas de tensión, pérdidas de potencia, tensión, corriente, etcétera distintas para unos mismos estados de carga.

Existe una amplia gama de programas informáticos dedicados al cálculo eléctrico de líneas de transporte, pero no se paran a realizar un análisis “interno” o a lo largo de la línea. Tras unos valores iniciales de potencia, tensión, datos topográficos y morfológicos se comienza el estudio de los parámetros considerándose constantes a lo largo del tiempo y la longitud de la línea. Sin embargo, la energía en las líneas no es constante; existen curvas de carga que recogen el hecho que dependiendo de la estación, hora, lugar o hábitos de consumo, toman diversas geométricas.


También, en el caso de líneas muy largas o con cargas extremas podemos encontrar que las tensiones, corrientes u otros parámetros tomen valores máximos o mínimos respecto los terminales de conexión de la línea.


Figura 1

El Software ABCD dispone de cuatro pestañas de las cuales las denominadas “características” y “curva de carga” son de entrada de datos. En “características” (figura 1) vemos agrupados los datos de entrega en seis bloques. En los “datos eléctricos” elegimos el conductor (nomenclatura UNE-EN 50182:2001) y la tensión normalizada según el Real Decreto 223/2008. Las “características de los aisladores” pueden obviarse en caso de no conocer ni el número de aisladores por fase, ni las pérdidas unitarias por aislador; en este caso, se toma por defecto un valor de 10-8 S/km. Los “datos del entorno” son los valores de altitud y temperatura media en la que la línea está enclavada, así como su longitud y coeficiente meteorológico (mt). “Datos estructurales” es la configuración del conductor pudiendo elegir entre símplex, dúplex, tríplex y cuádruplex, marcando la distancia entre conductores (d) en milímetros y tomando un coeficiente del conductor (mc) que ronda entre 0,83 y 0,87. En este bloque definimos la posición de las fases mediante un sistema de ejes cartesianos donde la referencia la tomamos en la parte superior del apoyo. Con las “unidades base” fijadas y los valores de “potencia de cortocircuito” concluimos la entrada de datos.


Figura 2

Todos estos datos se pueden guardar en un fichero de extensión *.cel, para poder utilizarlos en otro momento. En el apartado de “parámetros” (figura 2) visualizamos los valores característicos
que va a tener nuestra línea según los datos de entrada de la pestaña anterior (características). Se calculan el valor del radio geométrico de la fase, la distancia geométrica del circuito, la inducción, la capacidad y la conductancia por fase. A partir de estos se computan los valores de resistencia, reactancia, conductancia y susceptancia por fase en unidades parciales y totales. Ya con los valores de impedancia y admitancia del modelo de la línea calculamos los parámetros A, B, C y D correspondientes. Podemos ver los resultados en valores ingenieriles y por unidad. Si queremos ver los valores de impedancia y admitancia en formato módulo argumental, se debe hacer doble clic sobre la casilla. Si se realiza un nuevo doble clic volverá a la forma rectangular. Los parámetros de la línea vendrán influidos por el modelo elegido. Si cambiamos de modelo, podemos evaluar la diferencia existente reflejada en los parámetros. También, se puede calcular el efecto corona, la perditancia y la conductancia asociada a dicho efecto en caso de producirse.


Figura 3

En la sección “curva de carga” (figura 3) podemos elegir entre cuatro periodos de tiempo. La curva diaria evalúa la demanda durante un día en escalas de 1 hora; la curva semanal evalúa la demanda durante una semana en escalas de 1 día, la mensual analiza la demanda durante un mes a lo largo de 30 días; la estacional, la demanda durante un año en cada una de las estaciones y la anual, la demanda durante un año en escalas de 1 mes. Para indicar la demanda, marcaremos en valores por unidad (definida la base en la pestaña características), la magnitud requerida por el sistema en el momento dado. Todos estos datos se pueden guardar en un fichero de extensión *.cce, para poder utilizarlos posteriormente.

Figura 4

Ya en la última pestaña, de regulación (figura 4), vemos las magnitudes de las tensiones, corrientes y potencias de entrada y salida para cada uno de los periodos de la curva de carga asignada a la línea. En caso de no introducir ninguna curva de carga, simularemos la línea en las condiciones de vacío y carga elegida la de la base.

Este interesante Software puede sernos de gran ayuda a la hora de estudiar el funcionamiento de una línea existente, así como a la hora de dimensionar nuevas líneas, por lo que a continuación os dejo el enlace en el que os lo podéis descargar de forma gratuita (versión Freeware): ABCD V2.0


FUENTE : TÉCNICA INDUSTRIAL Nº 789
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