Especial Plantas de CogeneraciónEspecial Plantas de...
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Especial Plantas de CogeneraciónEspecial Plantas de Cogeneración Acogen presenta el estudio de The Boston Consulting Group "valoración
de los beneficios asociados al desarrollo de la cogeneración en España"
Los dos beneficios de la cogeneración:
Ahorro y Competitividad Industrial
Vibraciones en turbinas de vapor de plantas de cogeneración
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Madrid, 13 y 14 Enero 2011Madrid, 13 y 14 Enero 2011
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Edición Mensual Año I
Enero 2011
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Dirección Santiago G.Garrido
Redacción
Natalia Fernández
Administración Yolanda Sánchez
Colaboradores Yolanda Sanchez
Alberto López Serrada Alberto Fanjul Carlos Núñez
Diseño gráfico Maite Trijueque
Programación web
Natalia Fernández Diego Martín
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COGENERACIÓNCOGENERACIÓN
Acogen presenta el estudio de The Boston Consulting Group Acogen presenta el estudio de The Boston Consulting Group
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IndustrialIndustrial 99
Vibraciones en turbinas de vapor de Vibraciones en turbinas de vapor de plantas de cogeneraciónplantas de cogeneración.. 1313
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COGENERACIÓN
Acogen presenta el estudio de
The Boston Consulting Group “valoración de los beneficios asociados al
desarrollo de la cogeneración en España”
Acogen presentó el estudio que The Boston
Consulting Group ha realizado para evaluar y
cuantificar los beneficios que la cogeneración aporta
al país y las ventajas adicionales que la instalación de
nueva cogeneración supondría para España. Desde la
perspectiva tanto histórica como de proyección de
futuro se explica la importancia de establecer las
condiciones que permitan avanzar en el desarrollo
dela cogeneración, conforme el PANER 2010-2020
En la producción con cogeneración, la planta se instala junto a la propia industria, comercio o residencia que utilizará ese calor para minimizar pérdidas de energía asociadas al transporte a grandes distancias. De la electricidad producida por la planta, la industria, comercio o residencia, puede opcionalmente consumir la que necesite y el excedente se vierte a la red y es consumida en el entorno local.
En un esquema tradicional, la producción de calor y electricidad se hace de forma separada: el calor se genera en una caldera u horno en la propia industria y la electricidad en una central eléctrica lejana siendo transportada por redes eléctricas, lo que supone pérdidas en las redes de transporte y menor eficiencia, ya que las centrales eléctricas son menos eficientes para producir energía que la cogeneración.
Juan Vila, presidente de Acogen, destacó la relevancia del Estudio y afirmó que “en el contexto actual, la cogeneración es una oportunidad y una herramienta clave a considerar en el ámbito de las políticas energéticas y empresariales de éxito, porque conlleva ventajas económicas relevantes para el país y proporciona una energía barata a las industrias, lo que supone aportar competitividad, algo prioritario en un contexto de impulso de la actividad industrial”
El Estudio fue presentado por Daniel López, partner & managing director de The Boston Consulting Group, responsable de Energía para la Península Ibérica. Javier Rodríguez director general de Acogen, intervino para exponer los objetivos del estudio y la aplicación de sus conclusiones a la estrategia sectorial. Virginia Guinda, directora técnica también participó en la presentación.
El estudio se estructura en cuatro bloques:
Cogeneración en España (descriptivo de la cogeneración y su importante peso en el suministro de energía al país).
Cogeneración como componente clave de la política energética y medioambiental (papel de la cogeneración en la respuesta a los retos de la política energética y medioambiental nacional y europea).
Beneficios de la cogeneración (desarrollo y cuantificación de los beneficios que la cogeneración aporta al país).
Potencial y barreras al desarrollo de la cogeneración (identificación y análisis de las barreras que han propiciado su escaso crecimiento en la última década, a pesar de sus significativos beneficios y su elevado potencial).
La cogeneración, al generar simultáneamente electricidad y calor, es más eficiente y reduce el consumo de energía. Resulta un 30% más eficiente que la generación convencional por su mayor rendimiento en la generación de energía y las ventajas asociadas a la generación distribuida.
Cuando el ahorro energético es más del 10%
se denomina cogeneración de alta eficiencia y la Directiva Europea establece su apoyo prioritario en los estados miembros de la UE.
Ventajas de la Cogeneración
La primera ventaja típica de la cogeneración es su mayor eficiencia energética en la generación eléctrica. El hecho de producir simultáneamente calor y electricidad permite alcanzar un rendimiento eléctrico equivalente de 53,5%, frente a un rendimiento medio de 43,7% de la generación eléctrica térmica convencional.
Otra ventaja importante se refiere al transporte de electricidad, como la cogeneración no requiere dicho transporte a grandes distancias, se eliminan muchas pérdidas en la red de transporte y distribución, (en 2008 supusieron perder el 5,4 de la electricidad transportada).
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COGENERACIÓN
La tercera de las ventajas implica la reducción en el consumo de combustibles y aparece como resultado de las dos anteriores. Si el rendimiento total de la cogeneración para suministrar electricidad a un consumidor es del 53,5%, mientras que el mismo suministro real izado con generación térmica convencional sólo alcanza el 41,4%, esta diferencia supone que la cogeneración mejora en casi el 30% el rendimiento, permitiendo así una fuerte reducción en el consumo de combustibles.
Finalmente podemos afirmar que la cogeneración ha contribuido a acelerar la renovación de calderas, sustituyendo instalaciones antiguas por tecnologías nuevas con mejores prestaciones y reemplazando combustibles como carbón y gasoil por gas natural, más eficiente y limpio. Cabe recordar que más del 11% de la producción eléctrica neta para consumo nacional viene de la cogeneración.
Futuro de la Cogeneración.
Para entender el gran impacto positivo que la cogeneración puede alcanzar en el futuro, es importante conocer su elevado peso dentro de la provisión nacional de energía.
En España existen hoy 6.000 MW de cogeneración, con una producción eléctrica neta en 2009 de 32,4 TWh, es decir, más del 11% de la producción eléctrica neta para consumo viene de la cogeneración. Por otra parte, la cogeneración suministró el año pasado energía final por valor de 7,1 Mtep (millones de toneladas equivalentes de petróleo), en forma de calor y electricidad, lo que equivale al 7% del consumo de energía final.
El 90% de la cogeneración española está ligada a la industria, siendo la industria alimentaria (18%), la industria papelera (17%) y la industria química (15%, hasta 25% incluyendo refinerías), los principales sectores que se benefician de ella, el resto se distribuye por el tejido industrial y solo un 10% está ligado al sector residencial o servicios. La cogeneración tiene un papel fundamental para la competitividad de la industria española.
Cogeneración: factor clave de
la política energética y
medioambiental europea.
La cogeneración es una herramienta clave para la mejora de la Eficiencia Energética, reconoc ido por los organ ismo s internacionales competentes, y la eficiencia energética es, a su vez una herramienta fundamental contra el cambio climático. Para la IEA es la llave con mayor potencial de impacto para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Además de herramienta clave contra el cambio climático, es un componente fundamental de la política energética y medioambiental europea, ya que contribuye de manera primordial a la consecución de los tres objetivos principales de esa política:
Seguridad de abastecimiento: la reducción del consumo energético facilita un acceso permanente a las fuentes de energía primaria a precios asequibles y las ventajas de la generación distribuida contribuyen a asegurar el suministro de energía final independientemente del nivel de la demanda).
Competitividad industrial: la eficiencia energética potencia el crecimiento económico y el empleo, en un contexto en el que los costes de la energía son críticos para la competitividad empresarial y la situación geográfica de las plantas de producción, y la reducción de la dependencia energética permite además equilibrar la balanza comercial y mejorar el bienestar de los ciudadanos.
Respeto al medio ambiente: la reducción del consumo de energía por mejoras en eficiencia y en extensión del uso de combustibles más limpios tiene un impacto directo en la reducción de las emisiones de efecto invernadero y en la mitigación del cambio climático.
Cogeneración como respuesta
a los retos nacionales.
La cogeneración es la pieza fundamental en la estrategia europea: 20-20-20 y España tiene retos energéticos especialmente
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COGENERACIÓN
importantes en los que ésta y su eficiencia energética son claves para que el país avance: reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, mejora de la eficiencia energética y reducción de la dependencia energética.
Adicionalmente, en el actual contexto de crisis económica se añade el reto de competitividad que tiene nuestra industria para poder crecer y generar empleo, algo en lo que la cogeneración también tiene una aportación relevante.
El importante potencial de cogeneración por desarrollar puede ayudar significativamente a afrontar estos retos energéticos. Las Administraciones Públicas han establecido objetivos de crecimiento para la cogeneración: el PANER 2010-2020 considera un desarrollo de 3.500 MW adicionales de cogeneración (+59%), la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética E4+ plantea un objetivo en 2012 de 8.400 MW de cogeneración, equivalente a en torno a 7.760 MW excluyendo la cogeneración de tratamiento y valorización de residuos (+31%) y el IDAE considera un objetivo de 9.939 MW de cogeneración en 2020, en el escenario optimista con políticas de impulso . El escaso desarrollo de la cogeneración en los últimos años hace que la evolución real se encuentre por debajo de la previsión contemplada en la planificación.
Cogeneración: “AHORRO” para
España.
La cogeneración tiene un impacto económico directo muy positivo para el país, con unos beneficios derivados de sus ventajas energéticas superiores a los 1.300 M€ anuales, y resulta evidente que el valor económico directo de la cogeneración supera la retribución percibida por la misma. La cogeneración ahorra al país 340 M€ al año en combustibles importados, valorados de forma conservadora en el escenario 2009 de bajos precios de la energía. Con un escenario de precios más elevados como el de 2008, el ahorro alcanzaría los 440 M€.
La cogeneración es la más eficiente para la generación y suministro eléctrico, con un rendimiento eléctrico equivalente medio de
53,5%, muy superior al rendimiento medio comparable de 41,3% del parque térmico español (43,7 % en la generación eléctrica reducido para considerar las pérdidas de red). La consecuencia de ello es que la cogeneración ahorra al país 1,5 millones de toneladas equivalentes de petróleo al año, lo que permite reducir la factura energética española en 340 M€/año y bajar un 2% las importaciones energéticas.
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COGENERACIÓN
El Estudio de The Boston Consulting Group evalúa y cuantifica los beneficios que la cogeneración aporta al país como parte de la respuesta a los grandes retos nacionales, concluyendo que:
Es un instrumento clave para la eficiencia energética y la reducción de emisiones de GEI en España, con ahorros económicos significativos (reduce el 2% las importaciones energéticas en España y el 3,2% las emisiones del GEI)
Es esencial para la competitividad y el mantenimiento de empleo industrial (más de 1,4 millones de empleos y 40% del PIB industrial, ex-construcción)
Actúa como motor de inversión, innovación, desarrollo económico y creación de empleo (el desarrollo de la cogeneración del PANER permitirá una inversión acumulada de más de 10.000 M€ y generará 25.000 empleos en el sector, distribuidos por toda España).
Es fundamental para la seguridad de suministro y la reducción de la dependencia energética (como fuente de suministro cercano al punto de consumo y con capacidad de generación previsible y garantizada).
AHORRO
A más cogeneración, más ahorro
Si España alcanzara un 50% del potencial de cogeneración identificado por el IDAE, se elevaría significativamente el ahorro en importaciones energéticas, ahorrando un
millón más de toneladas equivalentes de petróleo y alcanzando así una reducción anual en consumo equivalente al 3,5 de las importaciones energéticas nacionales (ex-transporte). De esta forma también se elevaría el ahorro en combustible en 240 M€ adicionales, alcanzando un ahorro de unos 700 M€ anuales, sin considerar posibles subidas a futuro en los precios de la energía.
La producción eléctrica total de la cogeneración en 2009 fue de 32,4 TWh (10,9 TWh autoconsumidos y 21,5 TWh vendidos a la red). Por su alta eficiencia (53,5%) y condición de evitar pérdidas de red por ser generación distribuida, producir esta
electricidad requirió un consumo de combustibles de sólo 60,5 TWh. Suministrar la misma cantidad de electricidad con generación convencional hubiera requerido un consumo de energía muy superior. Con un parque térmico medio como el que la cogeneración ha sustituido, suministrar esos mismos 32,4 TWh requeriría 18 TWh más dado el menor rendimiento de la generación
convencional (43,7) y las pérdidas de red (5,4). Este consumo de combustibles evitado equivale a 1,5 millones de toneladas de petróleo y supone una reducción de 2% sobre las importaciones energéticas no asociadas al transporte (1,2% sobre las importaciones energéticas totales). En resumen un ahorro en consumo de combustible anual para el país de 340 M€.
La cogeneración ahorra emisiones y ahorra derechos de emisión al país. La cogeneración además reduce fuertemente las emisiones de CO₂, con el consiguiente ahorro en derechos de emisión para el país. Ahorra emisiones de 13,2 millones de
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COGENERACIÓN
Los dos beneficios de la
Cogeneración: Ahorro y
Competitividad Industrial
32,40%
10,90%
21,50%
Producción en TWh de la cogeneración en 2009
Cogeneración
TWh autoconsumidos
TWh vendidos
32,40%
67,70%
Producción eléctrica total en TWh en 2009
Cogeneración
Resto
toneladas de CO₂ anuales, que equivale al 3,2% delas emisiones totales de GEI de España (2008) y supone un ahorro de 170 M€ a un precio de 13€/ton (2009).
La cogeneración al ser más eficiente es menos contaminante y va asociada a combustibles más limpios, reduce emisiones en la generación de electricidad y de calor. La emisión media de una cogeneración española fue de 345 toneladas de CO₂ por cada GWh de electricidad generado, mientras que la del parque térmico convencional fue un 80% superior (615 ton CO₂/GWh). Esta diferencia evita la emisión de 8,6 millones de toneladas de CO₂ anuales.
En generación de calor, la instalación de cogeneración se asocia a la sustitución de calderas de carbón y petróleo por generación de calor con cogeneración, basado en un 79% en gas natural. Esta sustitución ha evitado la emisión de 4,5 millones de toneladas de CO₂ anuales. Si España alcanzara un 50% del potencial de cogeneración identificado por el IDAE, ahorraría el 5% de las emisiones nacionales actuales, lo que supone un ahorro anual de 250 M€ en derechos de emisión.
Factor de competitividad
para la industria: motor
de inversión, generación
de empleo e innovación.
E l s e g u n d o b e n e f i c i o fundamental de la cogeneración es que, a través del ahorro en combustibles y emisiones que genera, aporta competitividad a la industria convirtiéndose en esencial para proteger el empleo industrial y actuar como una potente barrera preventiva contra la deslocalización de las empresas, especialmente en algunos sectores industriales.
Los costes energéticos son crecientemente importantes para la competitividad de la industria española, representando para algunos sectores industriales, como el refino y los minerales no metálicos (cerámica, vidrio, etc.), hasta casi el 30% comparado con el Valor Añadido Bruto del sector, pudiendo
alcanzar incluso valores muy superiores en fábricas y procesos específicos. Esto permite entender el elevado impacto de la factura energética en la competitividad de estas industrias.
La deslocalización industrial es además una amenaza real para muchos de estos sectores. Esta amenaza de deslocalización crece cuanto mayor es el peso de la factura energética y medioambiental en la estructura de costes del sector y también cuanto mayor es la dimensión internacional del mercado y sus operaciones. En 2010 la Comisión Europea ha identificado una serie de industrias como sectores con riesgo de deslocalización, incluyendo múltiples industrias en los sectores del refino, química, papel, minerales no metálicos, textil y, en menor medida, alimentación y otros. En muchos de estos sectores la cogeneración permite reducir la factura energética y actúa así como una barrera preventiva contra la deslocalización de la producción, con la consiguiente fuga de empleos y riqueza hacia otros países.
A modo de ejemplo la industria papelera española considera que mantiene una ventaja competitiva frente a su homóloga europea gracias a su mayor desarrollo en
cogeneración y eficiencia energética. Según ASPAPEL “con respecto a sus competidores europeos, la industria española tiene en el ámbito energético una ventaja potencial competitiva por su buen nivel de eficiencia energética, su apuesta por la cogeneración y su alta utilización de combustibles limpios y renovables”. La cogeneración genera,
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COGENERACIÓN
Fábrica de papel
además, una serie de importantes beneficios socioeconómicos, resulta clave como motor de inversión ya que su desarrollo ha generado en España una inversión acumulada de 6.000 M€ hasta 2009, que alcanzarán los 10.500 M€ en 2020 con el desarrollo del PANER. Además, casi el 50% de esta inversión recae sobre proveedores nacionales.
La cogeneración es una tecnología en continua evolución, con múltiples frentes de I+D+i ligados a la investigación y aplicación de nuevas soluciones tecnológicas y a la demostración de proyectos pilotos pioneros. La micro-cogeneración y microturbinas, en especial para el sector servicios y residencial; la trigeneración; la cogeneración a nivel residencial; la cogeneración con pilas de combustible, la cogeneración con biomasa, etc., son proyectos de I+D+i soportados por numerosas compañías en España, incluyendo centros de investigación y fabricantes de equipamiento.
La cogeneración es una tecnología intensiva en empleo. El sector sostiene directamente más de 13.000 puestos de trabajo en España. En comparación con otras tecnologías del régimen especial, la cogeneración genera más del doble depuestos de trabajo directos en la explotación por cada MW instalado que la solar fotovoltaica, y hasta 4 veces con respecto a la eólica. La cogeneración con biomasa es especialmente intensiva en empleo y estimula fuertemente el empleo rural.
De los 13.000 empleos directos, 12.000 están vinculados a la explotación del parque y el resto van ligados a la fabricación de equipamiento y desarrollo de nuevos proyectos. Estas cifras crecerían hasta 25.000 puestos de trabajo en 2020 con el desarrollo de la nueva cogeneración prevista en el PANER.
La cogeneración está presente en todo el territorio nacional, la cogeneración y su empleo están distribuidos por toda la geografía española, siendo una particularidad de este sistema que se debe a que la cogeneración se encuentra presente en múltiples instalaciones de tamaños diversos en todo el tejido industrial español. De este modo, los beneficios de empleo y riqueza generados por la cogeneración se reparten por toda la geografía española.
No debemos olvidar que presenta otros dos beneficios muy importantes como son: “ser esencial para la seguridad del suministro y para la reducción de la dependencia energética.” La cogeneración aumenta la seguridad de suministro porque es una fuente cercana al punto de consumo y con una capacidad de generación previsible y garantizada.
Como generación distribuida, la cogeneración produce la electricidad en el punto de consumo o en su entorno cercano, por lo que el suministro no depende de posibles fallos en las líneas eléctricas de transporte y distribución. De este modo, un gran beneficio económico garantizando el suministro eléctrico en industrias críticamente dependientes de la electricidad para su funcionamiento, y que sin la cogeneración tendrían que hacer frente a muy costosas paradas en caso de fallo del suministro de la red eléctrica. Por otra parte, la generación distribuida elimina las pérdidas en la red eléctrica y el costoso despliegue y mantenimiento de las redes de transporte y distribución eléctrica. Todo ello tiene un impacto enorme de ahorro de 440 M€ anuales en costes de red.
La cogeneración es además una tecnología que aporta capacidad de generación previsible y garantizada ya que no depende de agentes externos como el viento o la radiación solar y tiene una disponibilidad casi total. Existen cerca de 1.000 instalaciones de cogeneración, por lo que una parada imprevista de una de ellas es fácilmente cubierta sin disponer de una gran potencia de back-up (a diferencia de tecnologías no predecibles o concentradas).
F inalmente, a lgunas p lantas de cogeneración pueden aprovechar sus excedentes de capacidad para cobertura de picos de demanda, algo muy beneficioso en un sistema con una penetración creciente de energías renovables, no predecibles.
La reducción de la dependencia energética es consecuencia directa del ahorro de energía que produce la cogeneración. Este consumo de combustibles evitado permite a España reducir y ser menos dependiente de las importaciones de otros países.
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COGENERACIÓN
Green Engineering is an italian EPC company specialising in the realisation of turn-key
plants for ethanol production.
Green Engineering can offer a wide range of services for the etanol industry, in
particular.
Turn-key ethanol plants, process units for the alcohol industry, revamping and upgrades
of existing distilleries and etanol factories, equipments design and manufacturing, process
studies, site surveys, optimisation studies feasibility studies for the ethanol market.
Process automation with DCS and computerised Control Systems Biogas production units
and Waste Water Treatment Plants.
Training and education activities in the field of mechanical plant engineering, alcohol
production, biofuels.
Research activities on 2nd and 3rd generation biofuels.
ZONA INDUSTRIALE BELVEDERE, INGRESSO, 2 ZONA INDUSTRIALE BELVEDERE, INGRESSO, 2 PHONE + 39 0577 93 19 19PHONE + 39 0577 93 19 19
53034 COLLE DI VAL D‟ELSA (SI) 53034 COLLE DI VAL D‟ELSA (SI) -- ITALYITALY FAX + 39 0577 90 50 18FAX + 39 0577 90 50 18
P. IVA 009 93 700 525 P. IVA 009 93 700 525
www.greeneng.itwww.greeneng.it [email protected]@GREENENG.IT
COGENERACIÓN
VIBRACIONES
en turbinas de vapor de
plantas de cogeneración
L a vibración en una turbina de vapor no es una
avería en sí misma, sino un síntoma de un
problema que existe en la turbina y que pude
derivar en graves consecuencias. Por esta razón, las
turbinas de vapor están especialmente protegidas para
detectar un alto nivel de vibraciones y provocar la
parada antes de que lleguen a producirse graves
daños. La vibración es sin duda el problema más
habitual de una turbina de vapor de una planta de
cogeneración.
1313
Las CAUSAS más habituales que provocan un alto nivel de vibración son las siguientes:
Mal estado de los sensores de vibración o de las tarjetas acondicionadoras de señal.
Es posible que lo que se esté considerando como una vibración sea en realidad una falsa señal, que tenga como origen el mal funcionamiento del sensor encargado de detectarla o la tarjeta que acondiciona la señal.
Desalineación entre turbina y caja de engranajes desmultiplicadora (caja reductora), o entre reductora y alternador.
A pesar de que el acoplamiento es elástico y en teoría soporta cierta desalineación, casi todos los fabricantes de acoplamientos elásticos recomiendan alinear éste como si fuera un acoplamiento rígido. Es importante respetar las tolerancias indicadas por el fabricante, e igualmente importante es tener en cuenta que la alineación en frío y en caliente varía.
L a vibración tiene muy diversas causas, por lo que cuando se presenta se hace
necesario estudiar cual es la que está provocando el fenómeno, para por supuesto, corregirla.
La vibración se hace especialmente evidente durante el proceso de arranque, ya que durante este periodo se atraviesan una o varias velocidades críticas de la turbina en las que la vibración, por resonancia molecular, se ve notablemente amplificada. Es un error muy habitual no estudiar y corregir el problema que está provocando la vibración y limitarse a tomar alguna medida puntual que facilite el arranque, los daños que pueden producirse pueden llegar a ser muy altos.
Para poder distinguir entre problemas de origen, problemas que evolucionan negativamente, o pequeños defectos que no evolucionan es conveniente realizar análisis del espectro de vibración cuando la turbina se pone en servicio, para compararla con las que se van obteniendo más adelante. Hay que recordar que las técnicas predictivas, como el análisis de vibraciones, son comparativas y necesitan unos valores de referencia.
COGENERACIÓN
Alineación láser
1414
Problema del caudal o presión en el aceite de lubricación.
Puede tener su origen en la obstrucción de los conductos por los que circula el aceite, en el mal estado de los filtros o en una avería en las bombas de lubricación (bomba mecánica, bomba de prelubricación eléctrica o bomba de emergencia). Al ser la cantidad de aceite insuficiente, la posición del eje y del cojinete varían de forma cíclica, dando lugar a la vibración. En casos más graves, el eje y el cojinete se tocan sin película lubricante, lo que provoca una degradación del eje de forma bastante rápida.
Mala calidad del aceite.
El aceite lubricante, con el tiempo pierde alguna de sus propiedades por degradación de sus aditivos y se contamina con partículas metálicas y con agua. La presencia de agua, de espumas, la variabilidad de la viscosidad con la temperatura, el cambio de viscosidad en un aceite degradado suelen ser las causas que están detrás de una vibración provocada por la mala calidad del aceite.
COGENERACIÓN
Mal estado de cojinetes.
Los tres cojinetes de los que suele disponer una turbina de vapor (dos de apoyo y uno de empuje) sufren un desgaste con el tiempo, aún con una lubricación perfecta. Estos cojinetes están recubiertos de una capa de material antifricción (metal babbitt), que se deteriora. Por esta razón, es necesario medir periódicamente las holguras entre eje y cojinetes, y el desplazamiento del eje, para comprobar que los cojinetes aún están en condiciones de permitir un funcionamiento correcto de la turbina. El mal estado del cojinete y la inadecuada lubricación pueden haber afectado al eje en la zona del cojinete, por lo que es necesario comprobar el estado superficial de éste.
En la imagen se aprecian los cojinetes de apoyo y de empuje
de una turbina de vapor de 1 MW
1515
Desequilibrio del rotor por suciedad o incrustaciones en álabes.
Si el acondicionamiento del vapor no ha sido el adecuado, pueden producirse corrosiones en los álabes o deposiciones de materiales extraños a la turbina en éstos. Estas incrustaciones y corrosiones desequilibran la turbina al modificar el reparto de pesos a lo largo del eje de rotación. En caso de incrustación, es conveniente tomar muestras de los materiales depositados y analizarlos, para conocer el origen de las partículas extrañas y tomar las medidas correctoras oportunas. Las incrustaciones pueden ser por carbonatos, hierro, sodio u otros metales.
Desequilibrio en el rotor por rotura de un álabe.
No es frecuente, pero si una partícula extraña entra en la turbina y golpea un álabe puede provocar una pérdida de material o un daño que afectará al equilibrado del rotor. Para evitarlo, se colocan unos filtros que retienen objetos de cierto tamaño que puedan estar en circulación por las tuberías de vapor. Si este filtro está dañado o se ha retirado, partículas grandes podrían dañar los álabes.
Desequilibrio en el rotor por mal equilibrado dinámico.
El desequilibrio puede estar producido también por pérdida o daño en algún elemento que gira (tornillos, arandelas, tuercas). El desequilibrio puede ser de origen (el equilibrado inicial de la turbina fue deficiente) o puede ser sobrevenido.
Curvatura del rotor debido a una parada en caliente con el sistema virador parado.
Las turbinas de vapor están equipadas con un sistema virador que facilita que el eje no se curve cuando está caliente. La misión de este sistema es redistribuir los pesos uniformemente sobre el eje de rotación, y evitar curvaturas que desequilibrarían el rotor. Si la turbina se para en caliente y el sistema virador no entra en marcha es posible que el eje se curve hacia arriba. En ocasiones, el eje puede haberse curvado de forma
permanente, bien por un problema de origen o por un calentamiento excesivo. La vibración, en este caso es difícilmente corregible.
Fisura en el eje.
Un defecto superficial puede progresar y convertirse en una fisura o grieta. Puede ocurrir por un defecto de fabricación del eje (lo más habitual) o puede estar relacionado con corrosiones o tensiones térmicas que puede estar sufriendo. Suelen ser visibles con ayuda de algún elemento de aumento o aplicando algún ensayo no destructivo (líquidos penetrantes, etc.) Es una avería muy grave que suele suponer la sustitución del rotor.
Presencia de agua o partículas en el vapor.
Si el vapor a la entrada a turbina tiene partículas de agua líquida, el choque de las gotas contra la turbina puede provocar vibraciones y desequilibrios. Puede estar causado por una atemperación excesiva, porque la válvula de atemperación esté en mal estado, o porque en el camino entre la válvula de atemperación y la entrada a turbina sufra un enfriamiento anormal. La presencia de agua provoca la erosión acelerada de los álabes.
Defecto en la bancada
Una bancada mal diseñada o mal ejecutada puede provocar vibración. Si la vibración se ha detectado desde la puesta en marcha y se han descartado otras causas, es muy probable que el problema esté relacionado con el diseño o con la ejecución de la bancada.
Defecto en la sujeción a la bancada
A pesar de que la bancada pueda estar bien efectuada, la turbina puede no estar convenientemente sujeta a esta. Esto puede ocurrir porque los tornillos de sujeción no tengan el par de apriete apropiado o porque los tornillos no anclen correctamente a la bancada.
COGENERACIÓN
1616
COGENERACIÓN
CAUSAS HABITUALES DE VIBRACIÓN EN TURBINAS DE VAPOR
● Falsa señal de vibración (mal estado de sensores, cables o tarjetas)
● Desalineamiento
● Problemas de caudal o presión de lubricación
● Mal estado del aceite
● Mal estado de cojinete o del eje
● Desequilibrio del rotor por incrustaciones, roturas de álabes o mal equilibrado
● Curvatura del rotor
● Fisura del rotor
● Presencia de agua o partículas en el vapor
● Defecto en la bancada
● Tensión provocada por tuberías conectadas a la turbina
Tensión de tuberías de vapor
Si el alineamiento de tuberías no es perfecto o no se han considerado correctamente los efectos térmicos de dilatación pueden provocarse tensiones en tuberías que hagan que se ejerza una fuerza extraña sobre la carcasa de la turbina.
ESPECTRO DE VIBRACIÓN DE UNA TURBINA DE VAPOR
1717
COGENERACIÓN
INSPECCIÓN BOROSCÓPICA
EN TURBINAS DE GAS
U sada en conjunción con otras técnicas de diagnóstico,
las inspecciones boroscópicas son el paso final en el
proceso de identificación de un posible problema
interno en una turbina de gas. No es posible pensar que con las
inspecciones boroscópicas se pueden eliminar otros posibles
métodos de diagnóstico, como los análisis de vibración, los
análisis de aceite lubricante o los test de prestaciones de la
turbina, aunque la facilidad para llevarla a cabo hace que esta
técnica sea imprescindible para abordar el mantenimiento de
una turbina de gas.
1919
COGENERACIÓN
Fig. 1 Las dos versiones del instrumento boroscopio con visualización de imágenes en pantalla y boroscopio óptico.
Las inspecciones boroscópicas son inspecciones visuales en lugares inaccesibles para el ojo humano con la ayuda de un equipo óptico, el boroscopio. Se desarrolló en el área industrial a raíz del éxito de las endoscopias en humanos y animales.
El boroscopio también llamado videoscopio o videoboroscopio, es un dispositivo largo y delgado en forma de varilla flexible. En el interior de este tubo hay un sistema telescópico con numerosas lentes, que aportan una gran definición a la imagen. Además, está equipado con una poderosa fuente de luz. Un ejemplo puede verse en la figura 2 La imagen resultante puede verse en la lente principal del aparato, en un monitor, o ser registrada en un video grabador para su análisis posterior. Fig. 2 Boroscopio XLG3 de la firma Videoprobe
El boroscopio es sin duda una de las herramientas imprescindibles para acometer trabajos de inspección en las partes internas de la turbina sin realizar grandes desmontajes. Además, se utiliza para la inspección de otros equipos como motores alternativos de combustión interna, calderas, ciclo agua-vapor y turbinas de vapor. Se usa no sólo en tareas de mantenimiento predictivo rutinario, sino también en auditorías técnicas, para determinar el estado interno del equipo ante una operación de compra, de evaluación del trabajo que está llevando a cabo una empresa contratista o del estado de una instalación para acometer una ampliación o renovar equipos. Entre las ventajas de este tipo de inspecciones están la facilidad para llevarla a cabo sin apenas tener que desmontar nada y la posibilidad de guardar las imágenes, para su consulta posterior. Entre sus limitaciones, están las relacionadas con el diseño de la turbina y la dificultad para introducir la lente, las propias características y limitaciones técnicas del aparato y destreza y conocimientos del inspector encargado de llevarla a cabo
2020
El boroscopio
Consiste en un instrumento óptico equipado con una lente, un prolongador, una mirilla y en algunos casos, una pantalla y/o registrador de imágenes. Está dotado además de una luz en su extremo. Dispone de múltiples accesorios, que le permiten examinar diferentes partes remotas. El inspector tiene que determinar el diámetro y longitud del prolongador que utilizará teniendo en cuenta por dónde debe introducirlo y hasta donde debe llegar. Existen boroscopios rígidos, o flexibles de fibra óptica. Estos últimos son sin
duda los que más aplicación tienen en las inspecciones a realizar en una turbina de gas. Están disponibles en diámetros que van desde los 0,3 mm hasta los 13 mm, y en longitudes desde 250 mm hasta más de 6 metros. En éstos el extremo es articulado, pudiéndose la dirección de la lente moverse en cuatro direcciones (arriba, abajo, derecha e izquierda) con gran facilidad, lo que permite observar lo que sucede en 360: alrededor del extremo del boroscopio.
Sobre la fuente de luz del extremo, es conveniente elegir cuidadosamente el tipo e intensidad de la iluminación. Así, para una simple inspección visual una luz de 150 watios puede ser suficiente, mientras que para aplicaciones de video es recomendable que tenga al menos 300 watios.
Sobre el diámetro, el hueco de entrada del boroscopio determina el diámetro máximo que se puede utilizar. Lo ideal es utilizar el máximo diámetro que permita el hueco de introducción, para obtener la imagen más clara y brillante posible. La longitud del boroscopio también es un dato a tener en cuenta a la hora de la selección, ya que el tamaño de la turbina y la distancia al objeto que se desea observar son los parámetros a tener en cuenta. Para aplicaciones relacionadas con turbinas de gas, el empleo
de boroscopios flexibles en vez de los rígidos se hace imprescindible, por la posibilidad de observar los objetos desde cualquier ángulo.
Sobre la lente, es importante tener en cuenta dos parámetros.
El campo de visión (FOV, Field of view), que puede ser estrecho (10-40⁰), normal (45:), o gran angular (50-80: de visión).
La profundidad de campo, (DOF, Deep of field) o distancia mínima y máxima en la que la lente está enfocada, que es función de la propia lente y del campo de visión. Existen además lentes con enfoque ajustable.
COGENERACIÓN
Fig. 3 Boroscopio de la firma MACHIDA, distribuido por Álava Ingenieros
2121
Defectos que se pueden
observar mediante inspección
boroscópica.
Mediante inspección boroscópica es posible observar los siguientes defectos sin necesidad de realizar importantes desmontajes de la turbina (se indica en algunos casos el nombre del defecto en inglés utilizado en los informes de inspección).
Erosión (erosion)
Corrosión (corrosion)
Pérdida de material cerámico en álabes o en placas aislantes (TBC spallation)
Roces entre álabes fijos y móviles (rubbing)
Decoloraciones en álabes del comprensor, por alta temperatura.
Pérdidas de material de los álabes del compresor que se depositan en los álabes de turbina o en la cámara.
Deformaciones
Piezas sueltas o mal fijadas, sobre todo el material aislante
Fracturas y agrietamientos en álabes, sobre todo en la parte inferior que los fija al rotor (cracks).
Marcas de sobretemperatura en álabes (overfiring)
Obstrucción de orificios de refrigeración.
Daños por impactos provocados por objetos extraños (FOD, Foreign object damages)
Daños por impactos provocados por desprendimiento de partes internas de la turbina (DOF, Domestic object damages)
Daños diversos en quemadores y boquillas, sobre todo provocadas por sobretemperatura.
El inspector debe ser capaz de distinguir entre defectos observados que pueden ocasionar un grave problema en el equipo y los defectos que son simples anormalidades insignificantes. En muchas ocasiones en los defectos encontrados (llamados habitualmente ‘hallazgos’) pueden ser usadas para confirmar o descartar problemas potenciales observados otras técnicas, como el análisis de vibraciones, las pruebas de prestaciones o las auditorías energéticas.
Así, una vibración detectada en un sensor de desplazamiento de un cojinete o en un acelerómetro situado en la carcasa en la zona del comprensor puede ser indicativo de un posible daño en un álabe o un desequilibrio provocado por la entrada de
COGENERACIÓN
Imágenes obtenidas por boroscopia en el interior de una turbina de gas
2222
suciedad. Como el daño puede ser tan pequeño que puede no afectar a las prestaciones del comprensor, la observación del comprensor por medio de un boroscopio puede ayudar a identificar si se trata de una porción de un álabe desprendida, una grieta en un álabe o suciedad en la superficie de éste. A partir de la información facilitada por la observación y de la interpretación que hace el inspector, puede decidirse entre cambiar la frecuencia de lavado, abrir la unidad para hacer una revisión mayor o continuar operando la turbina para observar la evolución del problema. Así, el análisis de vibraciones, que detectó el problema, o la realización de pruebas de prestaciones, que ni siquiera lo detectó, resultan menos eficaces en este caso para diagnosticar la causa y su solución que la inspección boroscópica.
Identificado un daño, es importante detallar exactamente donde se ha localizado, indicando nº de álabe y posición, si se trata de un defecto en el comprensor o en la turbina, o bien nº de quemador o posición de la placa de aislamiento afectada. En el caso de álabes es muy importante distinguir si se trata de álabes del rótor o del estrator (blades o vanes, según su nombre en inglés), si el daño está en el
vértice de ataque o el vértice de salida (leading Edge o trailing Edge, según la nomenclatura habitual), o en la cara frontal o trasera del eje.
Precauciones al realizar la
inspección
Las partes que se investigan por inspección boroscópica son el comprensor, la cámara de combustión y la turbina de expansión. Las inspecciones boroscópicas se realizan tanto de forma periódica como tras detectar un problema por alguna otra técnica que requiere ser observado.
Antes de realizar la inspección es necesario que la turbina esté fría y haya estado girando en modo virador durante al menos unas horas. Es conveniente tener en cuenta que durante la inspección la turbina debe continuar en modo virador, aunque el inspector debe tener control sobre este movimiento. Hay que tener en cuenta que en ocasiones tendrá que atravesar el boroscopio entre varias filas de álabes del comprensor o de la turbina, y que el movimiento puede dañar tanto el boroscopio como los álabes.
COGENERACIÓN
Imágenes obtenidas por boroscopia en el interior de una turbina de gas
2323
COGENERACIÓN
EL GRIPAJE:
LA AVERÍA MÁS GRAVE
DE UN MOTOR DE GAS O DIESEL
E l gripado es sin duda la avería más grave que puede
tener un motor alternativo de gas o diesel, y significa en
muchos casos la destrucción total del motor.
Se entiende en general por gripado la avería que se produce
cuando dos piezas que deslizan una sobre otra, una de ellas fija y
otra móvil, se agarrotan o sueldan entre sí. En el caso del motor,
este efecto se produce entre pistón y la camisa que recubre el
cilindro o entre los casquillos y el cigüeñal.
2424
La mayor parte de los fallos en motores de gas tienen uno de estos cuatro inconvenientes:
a) Fallos de diseño: Muchos motores no están suficientemente desarrollados o experimentados cuando llegan al mercado. Así, la resistencia de algunos elementos no ha sido suficientemente calculada, las condiciones de experimentación y prueba no se corresponden con las condiciones reales de trabajo (condiciones de refrigeración, calidad de gas, temperatura exterior, etc.), o simplemente, no se han probado suficientemente y no se tiene una idea exacta de la vida de determinadas piezas.
b) La competencia comercial
entre fabricantes, que lleva a que éstos garanticen en prestaciones, como potencia, rendimiento, disponibilidad o flexibilidad para arranques, paradas y cambios de carga, que no se corresponden con el desarrollo de la técnica en ese modelo.
c) Las duras condiciones de
uso de algunos equipos, obligados a producir al 100% de su capacidad (en muchos casos, realmente por encima de ese 100% real) durante larguísimos periodos de tiempo, u obligados a funcionar en unos regímenes de arranques y paradas constantes que no han sido previstos en su diseño.
d) Negligencias graves de operación. La más habitual de todas estas negligencias suele ser tratar de arrancar una y otra vez con alarmas presentes sin solucionar el problema, confiando en que sea una falsa alarma proveniente de un instrumento que da una medida errónea. Esta interpretación ‘a la ligera’ de las alarmas que proporciona el sistema, incluso la eliminación de la seguridad que evita el arranque en condiciones de riesgo para la máquina, causa en algunos casos la destrucción completa del motor.
El gripado es sin duda la avería más grave que puede tener un motor de gas, y significa en muchos casos la destrucción total del motor. Los dos tipos de gripaje que suelen darse en un motor alternativo de gas son los siguientes: el que ese produce entre el pistón y la camisa y el que se produce entre la biela y sus casquillos o cojinetes.
1. GRIPAJE PISTÓN-CAMISA
El gripado pistón-camisa aparece normalmente por cuatro causas: un fallo en la lubricación, un fallo en la refrigeración, desequilibrio de la biela que produce un desgaste diferencial en el cilindro y defectos en uno de los segmentos, el llamado aro de comprensión o aro de fuego. El gripado suele producirse en la parte alta del cilindro, donde las condiciones son más extremas.
COGENERACIÓN
2525
Por su alto coste y por la gravedad de esta avería, los motores están equipados con una serie de instrumentos capaces de detectar con antelación un problema que pueda conducir al gripado del motor. Aún así, resulta curioso que el gripado del motor sea una avería rara e infrecuente. En un buen número de ocasiones detrás de un gripado hay una negligencia grave de operación o de mantenimiento del motor: arranques sucesivos en condiciones de fallo, desconexión de los sistemas de protección, alarmas repetidas a las que no se hace caso, etc.
Veamos cada una de las 4 causas más habituales que pueden terminar originando el gripado.
a) Fallo en la lubricación
El gripado se produce por deficiencia en la lubricación cuando el aceite no llega con el caudal suficiente y a la presión necesaria para lubricar el espacio entre camisa y pistón, o aún llegando, éste ha perdido sus cualidades lubricantes (en general más relacionado con la aparición de partículas extrañas y a la degradación de determinados aditivos que a la pérdida de capacidad lubricante del propio aceite). Se produce una gran cantidad de calor en el roce que finalmente agarrota ambas piezas, quedando unidas en el peor de los casos o, lo que es más habitual, con su movimiento muy dificultado, lo que provoca un rayado en la camisa y en el pistón.
El estado de los segmentos y del bruñido de la camisa (irregularidad en la camisa que tiene como misión retener el aceite y conducirlo de forma apropiada) juegan un papel importantísimo en la adecuada distribución
del aceite, de forma que aunque la presión, el caudal y la calidad del aceite sean las adecuadas, una distribución incorrecta puede causar un roce exagerado entre partes metálicas, que acabe por provocar la avería.
b) Fallo en la refrigeración
Suele estar relacionado con la falta de presión o de caudal del fluido refrigerante, generalmente agua. No obstante, incluso no existiendo problemas de presión o de caudal de agua, puede existir un defecto de refrigeración cuando el fluido refrigerante no es capaz de evacuar todo el calor generado en la camisa, por suciedad del circuito (que puede afectar tanto a camisas como a intercambiadores) o por problemas en el equipo que finalmente evacua este calor a la atmósfera. La torre de refrigeración, el aerocondensador o el intercambiador pueden no estar funcionando correctamente, lo que provocará que el fluido refrigerante entre en el motor a una temperatura superior a la especificada, que hará que el motor trabaje fuera de su temperatura óptima. En el mejor de los casos provocará una pérdida de rendimiento, pero en el peor, provocará un gripado.
c) Desequilibrio de biela
Si el cigüeñal no está perfectamente equilibrado, puede ocurrir que el cilindro desgaste excesivamente uno de los lados del pistón, provocando un roce mayor que el esperado, y por tanto un calentamiento anormal en esa zona.
COGENERACIÓN
CAUSAS DEL GRIPADO PISTÓN-CAMISA
1. FALLO EN LA REFRIGERACIÓN DE LA CAMISA
2. FALLO EN LA LUBRICACIÓN O EN LA DISTRIBUCIÓN DE ACEITE
3. DESEQUILIBRIO DE BIELA
4. MAL ESTADO DE ALGUNO DE LOS SEGMENTOS O AROS DEL PISTÓN
CAUSAS DEL GRIPADO PISTÓN-CAMISA
1. FALLO EN LA REFRIGERACIÓN DE LA CAMISA
2. FALLO EN LA LUBRICACIÓN O EN LA DISTRIBUCIÓN DE ACEITE
3. DESEQUILIBRIO DE BIELA
4. MAL ESTADO DE ALGUNO DE LOS SEGMENTOS O AROS DEL PISTÓN
CAUSAS DEL GRIPADO PISTÓN-CAMISA
1. FALLO EN LA REFRIGERACIÓN DE LA CAMISA
2. FALLO EN LA LUBRICACIÓN O EN LA DISTRIBUCIÓN DE ACEITE
3. DESEQUILIBRIO DE BIELA
4. MAL ESTADO DE ALGUNO DE LOS SEGMENTOS O AROS DEL PISTÓN
2626
d) Ruptura de capa de aceite por
fallo de comprensión
El gripado también puede ocurrir cuando se produce un paso de llama entre pistón y camisa, generalmente por el mal estado del segmento de comprensión. El aumento de la temperatura interrumpe la capa de lubricante entre los metales que rozan entre si (camisa, pistón, segmentos) y provoca el fallo.
2. CONSECUENCIAS DEL GRIPADO
La consecuencia del gripado de un cilindro puede llegar a ser muy grave si el pistón se agarrota firmemente. En ese caso, el motor no se para, sino que la biela llega a romperse, se desprende del pistón se comporta de forma impredecible, como un metal que se mueve sin control a gran velocidad. En su movimiento caótico puede llegar a perforar el bloque del motor. Si esto sucede, el motor queda inutilizado, por el alto coste de la reparación a efectuar en el bloque, incluso, pueden provocarse daños personales graves.
En los casos menos graves, provoca un rayado de la camisa en la parte alta del cilindro, que inutiliza esta. Su reparación suele suponer sustituir la camisa dañada, los aros o
segmentos del pistón, la comprobación del estado del pistón, biela, casquillos de biela y de cigüeñal y la sustitución de alguno de estos elementos si se encuentra con daños.
Para evitar esta grave avería los motores suelen estar suficientemente protegidos, y la instrumentación colocada por el
fabricante es capaz de detectar a tiempo un problema de refrigeración o de lubricación e impedir el funcionamiento del motor en esas condiciones.
La instrumentación con la que suele venir equipado el motor para protegerse de esta avería es la siguiente:
Medición de temperatura en la cámara de combustión.
Medición de temperatura, presión y caudal de aceite.
Medición de temperatura, presión y caudal en el fluido de refrigeración.
COGENERACIÓN
Camisa durante una reparación
3. INSTRUMENTACIÓN ANTIGRIPAJE
2727
Detección de ruidos (el utilizado en el sistema anti-detonación)
Detección de sobrepresión en el cárter.
Detección de niebla en el cárter.
Todas estas mediciones tienen niveles de alarma, que permiten mantener el motor en marcha pero indican que algo anormal está ocurriendo, y de disparo, que impiden el funcionamiento del motor.
Como se ha dicho, no respetar las alarmas que se presentan relacionadas con este problema y la desconexión de seguridades o simulación de parámetros para poder arrancar el motor o continuar su marcha suele estar detrás de la mayor parte de las averías de este tipo.
4. GRIPADO DEL CIGÜEÑAL
El gripado del cigüeñal consiste en el bloqueo de uno de los cojinetes del cigüeñal, y que impide o dificulta su movimiento. El cigüeñal tiene dos tipos de cojinetes: los que unen éste al bloque motor y los que lo unen con cada una de las bielas. Cualquiera de ellos es
susceptible de sufrir un gripado.
En este caso, las causas suelen estar relacionadas con un problema en la lubricación, un defecto de montaje o un defectuoso diseño. En caso de que el problema sea de lubricación, puede producirse por una falta de lubricante (presión o caudal de éste) producido a su vez por una falta de nivel de aceite, por un fallo en la bomba, etc., o por una pérdida de las cualidades lubricantes, sobre todo por contener partículas extrañas.
Cuando se llevan a cabo los mantenimientos programados que incluyen el cambio de los casquillos o cojinetes de cigüeñal, éstos deben ser realizados por personal suficientemente entrenado y que conozca
las singularidades de este trabajo y sobre todo los valores de tolerancia y apriete.
La vigilancia de la calidad del aceite y la vigilancia de los parámetros de operación (nivel, presión, caudal y temperatura del aceite) son la mejor prevención que puede efectuarse. Es importante, igual que en el
COGENERACIÓN
Bielas partidas en un gripaje
2828
caso anterior (gripado de pistón-camisa) comprobar los cojinetes del cigüeñal, desmontando incluso los elementos necesarios, en caso de que el motor pare automáticamente por alta temperatura de estos cojinetes. Es muy habitual re-arrancar el motor múltiples veces confiando en que se trate de falsa señal o que el problema se corrija solo. Muchos gripados están relacionados con estos re-arranques sin comprobar la causa del problema.
COGENERACIÓN
CAUSAS DEL GRIPADO DE CASQUILLOS DEL
CIGÜEÑAL
1. FALLO EN LA LUBRICACIÓN DE LOS CASQUILLOS
2. DEFECTO DE MONTAJE
3. FALLO DE DISEÑO
Cojinetes dañados
2929
Micro-Cogeneración
Micro-Cogeneración:
Una tecnología económica
de Alta Eficiencia Energética
para el uso cotidiano
E n el mundo actual la energía y el medio ambiente se hacen
indispensables para el desarrollo sostenible. La carencia de
energía es un problema común en muchos países que deteriora la
calidad de vida y acelera la destrucción del medio ambiente. Ante
la necesidad de afrontar esta situación se hace cada vez más
apremiante la generación energética distribuida de fuentes
sustentables, se hacen necesarios sistemas energéticos sostenibles
y descentralizados que produzcan menos emisiones de carbono,
resulten económicamente más baratos e impliquen menos
dependencia de las importaciones de combustible. Para lograr
este objetivo fundamental ha nacido lo que unos denominan “el
milagro” otros “la revolución” de la micro-cogeneración.
3030
¿ Qué es la micro-cogeneración?
La micro-cogeneración es un sistema de eficiencia energética basado en la producción simultánea de electricidad y calor a partir de la energía primaria de un solo combustible, como el gas natural o el gasóleo Es el término empleado para denominar la cogeneración de hasta 50 kW. El concepto se extiende habitualmente hasta la cogeneración de pequeña escala, que comprende dicha potencia hasta 1 MW. Los sistemas de micro-cogeneración tienen rendimientos eléctricos
inferiores a los equipos de cogeneración, de mayor tamaño, esta menor capacidad de transformar el combustible en electricidad produce una mayor capacidad de recuperación térmica.
Los sistemas de generación usados en la micro-co gen er ac i ón s on p r inc ip a l ment e microturbinas y micromotores, estos últimos son bien conocidos por todo el mundo ya que su uso es habitual en numerosas actividades debido al gran abanico de potencias en el que se pueden incluir. Su característica principal viene determinada por su rango de trabajo, que se trata de motores diseñados para funcionar un número elevado de horas en continuo con la máxima eficiencia por lo que se trata de buscar el régimen de funcionamiento que maximice el rendimiento eléctrico. Con la micro-cogeneración se evitan las pérdidas térmicas, pues el calor producido por el motor se aprovecha para producir agua caliente Y la electricidad generada se inyecta en la red. Por su parte las microturbinas de gas son máquinas de combustión basadas en
el mismo principio que las turbinas convencionales pero simplificando los elementos mecánicos. Su modo de funcionamiento no difiere mucho del de una turbina convencional. La diferencia principal se encuentra en el hecho de tener un ciclo de regeneración para mejorar el rendimiento eléctrico y a la ausencia de reductor para conectarse al alternador. Así, las microturbinas generan energía alterna a frecuencia variable que es convertida a corriente continua y, mediante un inversor parecido al que incorporan los sistemas
fotovoltaicos, se convierte a corriente alterna trifásica 400 V y 50 Hz que exigen las aplicaciones en baja tensión. Finalmente los gases de escape tienen una temperatura de 300 ºC aproximadamente que permite una recuperación térmica útil para la producción de ACS, calefacción o frío.
Micro-Cogeneración
3131
Aplicaciones de la micro CHP
SECTOR INDUSTRIAL
Industrias de la alimentación en procesos de escaldado, cocción, pasteurización y esterilización.
Lavandería, lavado de coches, lavado de botellas.
Trigeneración: microgeneración acoplada a bomba de calor con absorción para producir calor y frío.
En general cualquier actividad industrial que requiera importantes producciones de agua caliente y vapor.
SECTOR RESIDENCIAL
Comunidades de vecinos, urbanizaciones con servicios centralizados.
Gimnasios, piscinas climatizadas. Hoteles, residencias, etc.
Ventajas de la micro CHP
Disponibilidad, las plantas de micro-cogeneración no dependen de la climatología y garantizan el suministro energético. Los sistemas pueden incluso funcionar como generadores de electricidad en caso de emergencia.
Generación distribuida de la electricidad, generación “in situ”, la energía tanto térmica como eléctrica, se genera junto al lugar de consumo por lo que no hay pérdidas en el transporte, distribución o transformación (en España, se estima que más del 10% de la electricidad producida por el sistema convencional se pierde en su transporte y distribución), lo que conlleva un aprovechamiento del calor y la generación de electricidad de manera eficiente que reportan un ahorro de energía primaria, lo que a su vez implica una importante reducción de emisiones de CO₂ y de otros gases de efecto invernadero.
Dimensiones reducidas; una planta de micro-cogeneración ocupa muy poco espacio en comparación con otro tipo de instalaciones o sistemas convencionales y no invade espacios arquitectónicos visibles.
Rentabilidad económica, los costos de
producción de energía pueden llegar a reducirse a la mitad
La legislación vigente resulta favorable a la micro-cogeneración, así el Real Decreto 661/2007 regula la venta a la red, en régimen especial, de la electricidad microgenerada.
Micro-Cogeneración
Micro-cogeneración (Hotel Atalaia–Irún)
Legislación vigente
El R.D. 661/2007 de 25 de mayo de 2007 por el que
se regula la actividad de producción de electricidad
en el Régimen Especial, otorga diferentes precios a la electricidad vertida en la red en función de los
siguientes parámetros: Eficiencia Energética, Tipo de
Combustible y Rango de Potencia. En el caso de la micro-cogeneración el tipo de combustible sería el
gas natural o GLP para el rango de centrales de
menos de 1 MW eléctrico. Todas las generaciones del grupo a.1. deben cumplir una alta eficiencia
energética como se describe en el anexo I del RD
661/2007. Esta eficiencia implica cumplimiento del REE. Para turbinas de gas de menos de 1 MW, el
valor es de 53,1% y para los motores del mismo
rango de potencia, es de 49,5%. Según el Código Técnico de Edificación, la exigencia
de contribución solar mínima en el aporte energético
de agua caliente sanitaria de toda nueva vivienda puede ser sustituido por otros sistemas de fuentes
renovables o procesos de cogeneración. De este
modo, en cada situación las características energéticas, físicas y operativas determinarán la
viabilidad de la instalación de equipos de micro-
cogeneración o de sistemas de captación solar.
Finalmente hay que destacar que el Plan de Acción
2008-2012 de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia
Energética en España (E4), contempla ayudas a
fondo perdido para la ejecución de plantas de
cogeneración en el sector edificación. Estas ayudas se
articulan a través de las CC.AA. y los porcentajes de
las mismas están comprendidas entre un 10% y un
30% dependiendo de la potencia de la instalación.
3232
RENOVETEC está desarrollando
un SIMULADOR DE CENTRALES
TERMOELÉCTRICAS con fines
formativos. El objetivo de este simulador es la formación de técnicos interesados en desarrollar su carrera profesional en centrales termoeléctricas y poder entrenar a los futuros técnicos que deban hacerse cargo de la operación de una planta. Dispone de módulos para la simulación de los siguientes tipos de centrales:
Simulador de centrales termosolares de
concentrador cilindro-parabólico
Simulador de Centrales de Ciclo
Combinado
Simulador de Plantas de biomasa
Simulador de Plantas de cogeneración
RENOVETEC forma técnicos
autorizados/cualificados en alta
tensión RENOVETEC ha impartido en la
factoría de ALCOA-Alicante la formación necesaria en Alta Tensión a trabajadores autorizados o cualificados, de acuerdo al RD 614/01. La formación se desarrolló a lo largo de 4 días del mes de Diciembre y ha sido diseñada en coordinación con el departamento de mantenimiento de la factoría.
Según el RD 614/01, es obligatoria la impartición de la formación necesaria para autorizar o cualificar a técnicos de mantenimiento, con la expedición de la correspondiente acreditación. RENOVETEC es una de las pocas empresas españolas que dispone de las características necesarias para poder impartir esta formación.
NOVEDADES RENOVETECNOVEDADES RENOVETEC
Factoría Alcoa - Alicante
¿Sabías que…?
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.renovetec.co
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RENOVETEC impartirá en Madrid
los días 10 y 11 de Febrero de 2011
el CURSO DE MANTENIMIENTO DE
TURBINAS DE VAPOR.
Objetivos del curso
Conocer los fundamentos tecnológicos de las turbinas de vapor
Conocer cada uno de los elementos principales de las turbinas de vapor
Conocer en detalle el mantenimiento programado de turbinas
Conocer las principales averías, su solución y su prevención
Conocer técnicas de diagnóstico de turbinas de vapor
Conocer herramientas y repuestos necesarios para abordar el mantenimiento de turbinas de vapor
A quien va dirigido
Técnicos de operación y mantenimiento de
plantas de generación. Es especialmente interesante para los técnicos que se han incorporado DESPUÉS de la puesta en marcha de la planta
Jefes de proyecto e Ingenieros de proyecto
de centrales eléctricas
RENOVETEC también impartirá en
Madrid los días 10 y 11 de Marzo de
2011 el CURSO TÉCNICO DE
AEROGENERADORES
Dirigido a Ingenieros y Técnicos que
desarrollan o van a desarrollar su trabajo con aerogeneradores, es un curso de carácter técnico que aborda con la profundidad necesaria este tipo de equipos.
Carente de información superflua, repasa los fundamentos de la energía eólica y de la generación eléctrica con aerogeneradores, y estudia en profundidad cada uno de los elementos que componen estos equipos. Repasa además, la explotación de parques eólicos y las tendencias actuales.
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NOTICIAS
Madrid, 10 y 11 de Marzo 2011
Es el curso técnico más actualizado y completo Es el curso técnico más actualizado y completo
referente a Energía Eólica y Aerogeneradoresreferente a Energía Eólica y Aerogeneradores
L a central térmica de ciclo combinado de As Pontes, ha superado con éxito la implantación de un nuevo sistema de
gestión ambiental que se ajusta a las exigencias ecológicas y de desarrollo sostenible del Parlamento Europeo.
Endesa ha señalado que la planta de ciclo combinado con una potencia instalada de 850 MW cuenta ahora con un sistema de gestión medioambiental que se ajusta a la norma internacional UNE-EN ISO 14001 y el Reglamento EMAS (sistema comunitario de gestión y auditoría medioambiental) del Parlamento Europeo.
Cabe recordar que la planta de As Pontes que entró en servicio en junio de 2008, está situada junto a la gran central térmica de As Pontes, la mayor de España con cuatro grupos electrógenos y 1.400 MW de potencia, considerada según un análisis llevado a cabo por ADENA como una de las 4 centrales
eléctricas españolas que entran en la lista de las 30 más contaminantes de Europa.
La central de ciclo combinado de As Pontes, se nutre del gas procedente de la regasificadora de Reganosa en Mugardos, a través de un gasoducto, y cuenta con dos turbinas de gas, dos calderas de recuperación de calor y una turbina de vapor “lo que reporta rendimientos próximos al 57%”.
El sistema se implantó tras “todo un año de trabajo en 2009” y el objetivo fundamental de este nuevo mecanismo de gestión ambiental es, según Endesa, “facilitar y demostrar el cumplimiento de los requisitos legales y reglamentarios, promover la mejora, evaluar periódicamente las actividades que presentan una componente medioambiental por medio de auditorías, y difundir información sobre el comportamiento medioambiental.
CICLOS COMBINADOS
ENDESA implanta con éxito
un nuevo sistema de gestión
ambiental en As Pontes
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EÓLICA
El sector eólico cree
que la nueva normativa da
estabilidad y aleja el fantasma
de la retroactividad
L a Asociación Empresarial Eólica (AEE) considera que la nueva normativa aprobada
para el sector supone "un paso adelante" ya que, aunque se reducen las primas que recibe esta energía, se trata de un recorte "temporal y excepcional". Para el sector eólico, el nuevo decreto aporta estabilidad regulatoria y "aleja el fantasma de la retroactividad".
El Consejo de Ministros ha aprobado el Real Decreto que reduce las primas que actualmente reciben las instalaciones fotovoltaicas en un 35% de aquí al año 2013. Según han informado fuentes de la AEE, esta nueva norma cumple con lo que el Ministerio y el sector ya habían acordado este verano. A la espera de confirmar todos los puntos y leer la letra pequeña del Real Decreto, desde la patronal eólica se considera que la nueva regulación elimina incertidumbre, ya que establece que, a partir de 2013, las plantas eólicas "volverán a recibir las primas que les corresponden", además de suprimir la posibilidad de la tan temida retroactividad. Cabe recordar que, el Gobierno pidió al sector eólico un esfuerzo de solidaridad para contribuir al mantenimiento del sistema, que este aceptó, a cambio de una mayor estabilidad regulatoria. En este sentido, la AEE destacó que la reducción de las subvenciones es "temporal y excepcional". Además, el nuevo decreto "resuelve temas pendientes desde la puesta en marcha del pre-registro", ya que regulariza la situación de algunos parques que "se quedaron fuera" por cuestiones administrativas. Finalmente, el sector eólico entiende que el nuevo decreto permite sentar las bases para empezar a negociar la regulación de futuro para el sector.
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A sí lo ha anunciado Barreda en un encuentro con el presidente de
Iberdrola, Ignacio Sánchez Galán, en la sede de la Presidencia en Toledo, donde ambos han destacado la “confianza” depositada por Iberdrola para llevar a cabo su actividad en la región.
Barreda ha informado que Iberdrola es la compañía que mayor inversión ha realizado en Castilla La Mancha, con 3.250 millones de euros que se han traducido en la creación de 2.500 puestos de trabajo directos desde que Iberdrola opera en la región.
El presiente ha destacado el “esfuerzo” en la inversión en I+D realizado por Iberdrola en Puertollano (Ciudad Real) con la planta termosolar, así como en la central de biomasa forestal de Corduente (Guadalajara) y ha destacado que la energía es “imprescindible” para el progreso.
Castila-La Mancha en palabras de Barreda es “pionera” en energías renovables, lo que demuestra que “en su momento se hizo una apuesta acertada que se ha sabido mantener en el tiempo”. Así ha destacado el centro de control de Iberdrola instalado en
EÓLICA
Iberdrola invertirá más de
2.000 millones en un
proyecto eólico en Cuenca
El presidente de la Junta, José María Barreda, ha señalado que Iberdrola tiene una previsión de más de 2.000 millones de euros de inversión para un proyecto “muy ambicioso” en la provincia de Cuenca, para generar 1.300 megavatios de energía eólica...
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Toledo desde el cual se supervisa los parques eólicos que tiene en todo el mundo, y desde donde puede verse que “en sus dominios no se pone el sol”.
Por su parte, el presidente de Iberdrola ha incidido en la inversión de la compañía en Castilla-La Mancha y los puestos de trabajo creados a partir de ella, una inversión que también ha favorecido a las empresas que trabajan para Iberdrola y que en suma se ha traducido en una creación de riqueza de 5.000 millones de euros.
Sánchez Galán ha comparado los datos de los 100 años que lleva operando Iberdrola en la región y los últimos ocho. Así, ha explicado que en 100 años se habían construido 49 subestaciones, mientras que en los últimos ocho años se han puesto en marcha 20.
Igualmente, ha indicado que en 100 años se habían instalado 5.000 puestos de transformación, frente a los 3.000 nuevos que han comenzado a funcionar en los últimos ocho años. Además, ha apuntado, se han hecho más de 3.500 kilómetros de líneas eléctricas, lo que “demuestra que Iberdrola se ha volcado en la comunidad”.
EÓLICA
RENOVABLES FRENTE
A LA CRISIS
A preguntas de los medios sobre la importancia de las energías renovables para afrontar la crisis económica, el presidente de Iberdrola ha afirmado que “es imprescindible que haya un consenso” ya que “no todas las energías renovables” son iguales.
En este sentido, Sánchez Galán ha indicado que se debe invertir “en función del grado de madurez” de las energías renovables, ya que en casos como la energía mareomotriz es necesario seguir invirtiendo en I+D.
3838
L a lucha de las energías renovables en el mundo para conseguir una mayor participación en el mercado de la
electricidad limpia no se detiene, y mucho menos en Alemania.
La industria fotovoltaica alemana, en colaboración con universidades e institutos de investigación busca de manera incesante la forma de aumentar la eficiencia de sus
paneles solares. Las compañías alemanas dedicadas a la energía solar fotovoltaica tratan de reducir los costos en la cadena de producción, así como implementar nuevos materiales y soluciones tecnológicas que ayuden a abaratar el valor final de esta energía renovable para el consumidor, sin comprometer y arriesgar en ningún momento la calidad de la tecnología alemana.
FOTOVOLTAICA
La industria fotovoltaica alemana apuesta
fuertemente en la investigación y desarrollo
de nuevas tecnologías para la reducción de
costos en la producción de celdas y paneles
solares, pero sin comprometer su calidad.
La fotovoltaica alemana sigue
apostando fuertemente por
la investigación y desarrollo
de nuevas tecnologías
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REDUCCIÓN DE COSTOS DE
PRODUCCIÓN
Los científicos del Instituto sobre Materia Física Condensada de la Universidad Friedrich Schiller de Jena, han concluido que durante el 2010 se instalarán en Alemania un total de 10 gigavatios de energía fotovoltaica, lo que equivale al 2% de toda la electricidad consumida en el país germano. Pero para poder aumentar la oferta de esta energía limpia es necesario reducir el costo de la producción de los paneles solares.
“El nuevo diseño de las máquinas nos da la oportunidad de reducir el tiempo de ensamblaje, y las nuevas tecnologías hacen parte de nuestra estrategia para reducir costos en el futuro”, ha dicho el Dr. Bernd Rau, cofundador de Roth & Rau. Esta empresa ubicada en Hohenstein-Ernstthal, Sajonia, fabrica desde 1990 las máquinas para la producción en serie de celdas solares y de los wafers, las planchas finas elaboradas a partir de un material semiconductor (como silicio) con los cuales se generan las celdas solares.
Por su parte el Dr. Alexander Lawerenz, director del departamento de fotovoltaica del Instituto de Investigación de Microsensores y Fotovoltaica (CiS) de Erfurt, ha manifestado en este sentido, la posibilidad de que haya menos pasos en la fabricación de paneles solares para reducir los costos de todo el sistema, puntualizando que este tema supondría “un desafío enorme”.
El Dr. Bernd Rau ha concluido finalmente que “la reducción de costos no es sólo un tema para el fabricante de equipamiento, sino que también hay que revisar las materias primas como el silicio”
EL SILICIO
Actualmente, el 80% de las celdas solares está elaborado con silicio. El 20% restante corresponde a materiales desarrollados a través de tecnologías de películas delgadas, relativamente novedosas en el mercado como puede ser el teluro de cadmio y un material compuesto por cobre, indio, galio y selenio llamado CIGS.
El investigador Jakob Haarstrich del Instituto sobre Materia Física Condensada de la Universidad de Friedrich Schiller de Jena, Turingia, ha comentado que a pesar de que “la industria fotovoltaica está basada sobre todo en silicio, sus cualidades como semiconductor no son las mejores”. Es por ello que en la pugna por hacer los wafers más delgados para abaratar costos en la industria, las placas de silicio se rompen o tienden a doblarse, por lo que su límite está en los dos milímetros de grosor.
La investigación de los materiales de teturo de cadmio y CIGS comenzó en 1994, con veinte años de diferencia con respecto al silicio. Los paneles solares de películas delgadas son menos costosos en términos de producción, porque en la fabricación de las celdas solares se ahorra material, con la ventaja de que absorben más luz que las celdas de silicio.
Aún así cabe recordar que aunque las tecnologías, como CIGS, son más económicas en cuanto a su producción, se encuentran todavía en la fase de transición de la investigación hacia la industria.
AHORRO PARA EL CONSUMIDOR
La diferencia en costos para el consumidor también es obvia, mientras que con el silicio el precio final es de dos euros por voltio, con las nuevas tecnologías de películas delgadas el valor desciende a cerca de 70 céntimos de euro. Aún así cabe destacar que la dinámica global depende siempre de la demanda y de la oferta, y en concreto en el caso de Alemania, de la calidad de su tecnología y de los avances en el campo de la investigación en energía fotovoltaica.
Las tecnologías como el teturo de cadmio y el CIGS, resultan muy beneficiosas para aplicaciones arquitectónicas, como ventanas y fachadas de vidrio. Así en Alemania muchos arquitectos aplican este tipo de fotovoltaica en sus construcciones. También resultan muy rentables para plantas de islas o redes locales, o para localidades que no disponen de electricidad ni de instalaciones o redes eléctricas.
FOTOVOLTAICA
4040
E stos recortes se aplicarán a partir de la primera convocatoria de registro trimestral de preasignación a partir de
la entrada en vigor del Real Decreto, es decir, a partir de la cuarta convocatoria de 2010.
El Ejecutivo espera que la reducción en las tarifas reguladas que se introduce para las instalaciones fotovoltaicas suponga un ahorro de 607,2 millones hasta 2013, distribuidos en la siguiente forma, 141,5 millones en 2011, 202,3 millones en 2012 y 263,4 millones en 2013.
Desde el Gobierno y a través de su vicepresidente, Alfredo Pérez Rubalcaba se ha explicado que el decreto aprobado forma parte de las “distintas normas” sobre renovables en las que trabaja el Ejecutivo, algunas de ellas “pactadas con el sector y
otras no”. El vicepresidente recordó que el decreto de la fotovoltaica ha sido objeto de una “tramitación lenta y compleja” y que en la regulación de las renovables hay todo un camino por recorrer.
Por su parte el Ministerio de Industria en un comunicado ha explicado que la nueva normativa fotovoltaica garantiza una “retribución suficiente para las instalaciones y atractiva para los promotores de nuevos proyectos”, así como un retorno adecuado a las inversiones realizadas.
Industria ha recordado que el Consejo de Estado ha validado la legalidad de la norma y, recogiendo la reciente jurisprudencia del Tribunal Supremo, ha considerado que la nueva regulación se ajusta a los principios de seguridad jurídica y confianza legítima.
FOTOVOLTAICA
El nuevo Real Decreto
aprobado para la fotovoltaica,
prevé recortar hasta un 45%
las primas
El Consejo de Ministros ha aprobado la nueva regulación fotovoltaica, en la que se recogen recortes de primas que van del 5% para instalaciones de techo pequeño al 45% para instalaciones de suelo, pasando por un 25% para instalaciones de techo medianas.
4141
FOTOVOLTAICA
25 AÑOS DE PRIMAS
Entre las novedades más destacadas del nuevo
real decreto fotovoltaico figura una limitación a
los 25 años de vida útil en el derecho a la
percepción de prima equivalente.
Además, la norma recoge otras novedades
dirigidas a mejorar la integración técnica de las
instalaciones de fuentes renovables y de
cogeneración, así como simplificar y agilizar
los procedimientos administrativos de
aplicación.
En suma, el Gobierno asegura que los objetivos
principales del decreto son reducir costes,
especialmente los de la energía fotovoltaica, en
beneficio de los consumidores; mejorar la
integración técnica de las instalaciones de
fuentes renovables y de cogeneración, y
simplificar y agilizar los procedimientos
administrativos de aplicación.
La nueva normativa modifica tres Reales
Decretos anteriores, que son el 661/2007, por
el que se regula la producción de energía
eléctrica en régimen especial; el 1110/2007,
por el que se aprueba el reglamento unificado
de puntos de medida del sistema eléctrico, y el
1578/2008, de retribución de la actividad de
producción de energía eléctrica mediante
tecnología solar fotovoltaica.
NOVEDADES del Real Decreto 1565/2010 de 19 de Noviembre, que regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial
4242
Iberdrola Renovables ha iniciado la construcción de su primera planta de biomasa forestal en Estados Unidos, la central de ‘Lakeview’.
Esta nueva instalación tendrá una potencia de 26,8 MW y se prevé que este en funcionamiento para finales de 2012.
‘Lakeview’ se ubicará en el condado de Lake, un área rural de la zona oriental del Estado de Oregón. La planta generará energía eléctrica mediante la biomasa forestal que se obtenga de la limpieza y poda de los bosques de las áreas meridional y oriental de dicho Estado.
Además, se encuentra a sólo 200 millas de California y a escasa distancia de las principales líneas de transmisión eléctrica de este Estado, por lo que su enclave es estratégico.
La iniciativa de Iberdrola Renovables implicará la contratación de 200 personas durante el periodo de construcción y puesta en servicio. Posteriormente, será necesario cubrir 20 puestos de trabajo para llevar a cabo la operación y el mantenimiento de la planta y otros 50 para ocuparse de la gest ión, el t ransporte y el almacenamiento de la biomasa, con lo que el proyecto va a suponer un elemento importante para la reactivación económica del condado de Lake, una de las zonas con mayor tasa de paro de Estados Unidos, a través de la creación de empleo y la contratación de empresas locales.
4343
BIOMASA
Iberdrola Renovables inicia
la construcción en EE UU
de su central de Biomasa
„Lakeview‟ de 27 MW
E ste proyecto permitirá a la
Compañía entrar en el sector de
la biomasa en Estados Unidos y se
enmarca en su política de invertir en
tecnologías no eólicas en las que se
cumplan los criterios de oportunidad,
sostenibilidad y rentabilidad.
Ubicada en el entorno rural del
Estado de Oregón, utilizará la
biomasa forestal de la limpieza de los
bosques de esta zona para generar
energía e léc t r ica . Iberdrola
Renovables ya ha desarrollado con
éx i t o u na p lan ta de e s ta s
características en España, en
Corduente (Guadalajara), que
serv i rá de re f erenc ia para
desarrollar este proyecto.
‘Lakeview’ va a velar también por el mantenimiento del entorno natural en el que se ubica y su ecosistema y permitirá avanzar en la investigación sobre la electricidad producida a través de la biomasa. La central utilizará un novedoso modelo de máquina de vapor para ejecutar el proceso de secado de la madera de manera más eficiente e incorporará, asimismo, un sistema de refrigeración mediante aire que permitirá reducir hasta el 80% el consumo de agua.
Con este proyecto Iberdrola Renovables entra en el sector de la biomasa en Estados Unidos y se enmarca en su política de invertir en
tecnologías no eólicas (el 96% de la potencia de la empresa es de origen eólico) en las que se cumplan los criterios de oportunidad, sostenibilidad y rentabilidad.
La propuesta ha tenido una gran aceptación entre los principales agentes sociales de la zona y ha contado con la colaboración de las empresas forestales locales, del servicio Forestal de Estados Unidos, del Bureau of Land Management (agenc ia del Departamento de Interior de Estados Unidos que administra las tierras públicas) y de varios grupos ecologistas locales.
4444
BIOMASA
Lider mundial en el sector eólico
Iberdrola Renovables se ha convertido en el segundo operador eólico de Estados Unidos, con presencia en 23 estados. La empresa cuenta con una capacidad instalada de 4.314 MW en EE UU, repartida entre 47 parques eólicos.
En 2009 se convirtió en la compañía eólica líder en el país (según los datos publicados por la American Wind Energy Association - AWEA), gracias a la entrada en operación comercial de un total de 1.241 MW
La Compañía dispone de una plantilla de alrededor de 800 personas en EE UU (casi la mitad del total) y ha generado desde 2006 más de 14.200 empleos indirectos en este país. También ha realizado en los últimos tres años diversas compras a empresas norteamericanas valoradas en 5.500 millones de dólares.
Iberdrola Renovables con presencia en 23 países se ha convertido en líder mundial en su sector, tanto por potencia instalada - con 12.006 MW al cierre del tercer trimestre de 2010, como por producción: cerca de 18.091 millones de kWh entre enero y septiembre de 2010.
4545
Castilla La Mancha sigue
creciendo en el negocio
termosolar
TERMOSOLAR
Unas 50 empresas de la región se Unas 50 empresas de la región se
reunieron con grupos promotores de reunieron con grupos promotores de
este tipo de energía este tipo de energía
Central Solar Manchasol 1Central Solar Manchasol 1
M edio centenar de empresas pertenecientes a diferentes sectores de la región, han
mantenido una reunión de trabajo con los representantes de dos grupos promotores de nuevos proyectos de energía termosolar, que se implantarán en un futuro en la Comunidad Autónoma.
El encuentro, solicitado por las organizaciones empresariales provinciales integradas en Cecam CEOE-Cepyme Castilla-La Mancha, y promovido en colaboración con la Consejería de Ordenación del Territorio y Vivienda, ha estado encabezado por el secretario general de la Confederación, Félix Peinado, ha permitido a las empresas asistentes establecer nuevos contactos y posibles cauces
de colaboración en torno a estos importantes proyectos, desde el punto de vista de la inversión económica, según ha informado Cecam en nota de prensa.
“En momentos de especial dificultad económica para nuestras empresas como el presente, las organizaciones empresariales insisten en buscar soluciones a los problemas que les afectan, aprovechando sectores que están siendo dinámicos, como es el sector de las energías renovables, y ver de qué manera la apuesta por el desarrollo de la industria renovable que se ha hecho a nivel nacional y regional puede ser beneficiosa, no sólo desde el punto de vista de la explotación sino como generador de empleo.”
4646
FCC Energía y Mitsui, alianza
termosolar en España
TERMOSOLAR
FCC Energía, el área de energía del Grupo de Servicios Ciudadanos, y
la multinacional japonesa Mitsui & Co. Ltd., han firmado una
alianza para el desarrollo de la energía termosolar en España.
El acuerdo debe obtener ahora la autorización de los responsables de
competencia de la Unión Europea.
L a unión entre FCC Energía y Mitsui se ha escenificado con la colocación de la primera piedra de la central Guzmán,
en la localidad cordobesa de Palma del Río. Un central de 50 MW en la que FCC Energía mantendrá una participación mínima del 70%. El proyecto supone una inversión de 260 millones de euros. Una parte de ellos se financiarán mediante la fórmula de “project finance”.
La construcción de la central está siendo desarrollada por un consorcio liderado por FCC Industrial. Está previsto que entre en funcionamiento en diciembre de 2012 con una producción de electricidad estimada suficiente para abastecer la demanda energética de 26.000 hogares, reduciendo la emisión de CO2 en unas 30.000 toneladas anuales.
Para Eduardo González, director general de FCC Energía, no hay duda de que “esta alianza con Mitsui demuestra el interés de la
comunidad inversora internacional en los proyectos de energía solar térmica en España y refuerza el objetivo del Grupo FCC de desarrollar su división de energía”.
El director de operaciones de Mitsui, Shintaro Ambe, ha mostrado su convencimiento de que “las centrales termosolares tendrán un papel destacado en la lucha contra el calentamiento global y nos enorgullece participar en este proyecto de generación eléctrica respetuosa con el medio ambiente”.
Mitsui, especialista en la gestión de proyectos energéticos y de infraestructuras ya está presente en España. Participa en una central fotovoltaica de 1,5 MW y en 18 centrales hidráulicas con un total de 84 MW. FCC Energía, por su parte, cuenta con 442 MW de centrales eólicas y 22 MW de centrales fotovoltaicas en explotación, además de tener en construcción en España dos centrales termosolares de 50 MW.
4747
El sector termosolar,
“razonablemente satisfecho”
con la nueva normativa
P rotermosolar, la patronal que agrupa a los productores de energía termosolar en España, se declaró "razonablemente
satisfecha" con la nueva normativa aprobada por el Gobierno para este sector.
El Consejo de Ministros ha aprobado la nueva normativa para las instalaciones termosolares, que deberán acogerse obligatoriamente a la modalidad de tarifa regulada durante su primer año de funcionamiento, sin posibilidad de elegir el régimen de prima. La norma también limita las horas de funcionamiento con derecho a prima para estas instalaciones.
Para el sector termosolar, esta nueva regulación "culmina un proceso de negociación leal del sector de la solar termoeléctrica del que nos sentimos razonablemente satisfechos".
La aprobación final de este acuerdo "tiene más valor, si cabe, si se analiza el tenso escenario de opinión y las actitudes negativas que se han generado en los últimos meses en torno a nuestra tecnología y el sector de las renovables en general", añadió la organización.
Con todo, Protermosolar aclara que "queda todo un camino por delante más allá del horizonte 2013 no exento de barreras y dificultades".
En este sentido, considera fundamental "que nuestro país sepa aprovechar las enormes posibilidades en términos económicos, sociales y medioambientales que la tecnología solar termoeléctrica ofrecerá en el futuro".
Finalmente, Protermosolar expresó su agradecimiento tanto al Gobierno, por su "positiva actitud" en relación a esta industria, como a las comunidades autónomas por "su constante apoyo"; aspectos que, en su opinión, "han contribuido notablemente a que España ostente hoy su liderazgo mundial en tecnología solar termoeléctrica".
TERMOSOLAR
NOTICIAS
L a UE puede liderar a escala mundial el desarrollo de las tecnologías respetuosas con el clima. Europa
dispone de los conocimientos técnicos, la capacidad y la ambición para liderar a escala mundial el desarrollo de las tecnologías necesarias para hacer frente al cambio climático, ha dicho la comisaria responsable de Cambio Climático, Connie Hedegaard, en un comunicado.
La iniciativa se sufragará con la venta de 300 millones de derechos de emisión que se encuentran en la reserva del sistema de comercio de emisiones de la UE. El Banco Europeo de Inversiones (BEI) será el encargado de vender estos permisos antes del 1 de enero de 2013.
Al precio de mercado actual, el importe de la iniciativa asciende a unos 4.500 millones de euros, lo que le convierte en el mayor programa de su clase en el mundo.
Bruselas financiará la mitad de cada proyecto y la empresa promotora y el Estado miembro origen deberán aportar el 50% restante, con lo que la financiación total se situará en 9.000 millones.
En concreto, se financiarán al menos ocho proyectos relacionados con las tecnologías de captura y almacenamiento de carbono (CAC) y otros treinta y cuatro proyectos, como mínimo, relacionados con las tecnologías innovadoras en el campo de las energías renovables.
La Comisión Europea ha lanzado la primera convocatoria para financiar con hasta 4.500 millones de euros proyectos de demostración de tecnologías innovadoras con baja emisión de dióxido de carbono y de energías renovables. El objetivo de este programa es animar a las empresas privadas y a los Estados miembros a invertir en estas energías verdes.
Las empresas interesadas en la presentación de propuestas disponen de tres meses para remitir sus ofertas a escala nacional. Se financiarán entre un mínimo de un proyecto y un máximo de tres por Estado miembro.
4848
4949
Puesto Sueldo base
(bruto)
Bonus variable
Seguridad Social
Coste Empresa Total
Coste hora
Director de Planta 70.000 10.000 12.000 92.000 53
Jefe de Operación 50.000 10.000 12.000 72.000 41
Jefe de Mantenimiento 50.000 10.000 12.000 72.000 41
Resp Of Técnica Mto 40.000 0 12.000 52.000 30
Responsable de Prevención 30.000 0 10.200 40.200 23
Administrativo 22.000 0 7.500 29.500 17
Ingeniero de proceso 40.000 0 12.000 52.000 30
Jefe de turno 35.000 5.000 12.000 52.000 30
Operador de panel 32.000 0 10.800 42.800 25
Operador de campo 28.000 0 9.500 37.500 22
Ingeniero mecánico/eléctrico 40.000 0 12.000 52.000 30
Oficial mecánico/eléctrico 32.000 0 10.800 42.800 25
Almacenero 25.000 0 8.500 33.500 19
Técnico de limpieza industrial 22.000 0 7.500 29.500 17
NOTICIAS
DATOS SUMINISTRADOS POR RENOVETEC
La tabla mostrada debe ser tomada como una simple referencia media en el sector. Cada empresa tiene establecidos sus propios baremos, y por tanto, sus propias retribuciones. El 90% de las empresas con las que RENOVETEC mantiene relación están en el margen indicado, con una variación sobre el salario expuesto inferior al 7%, aunque hay que tener en cuenta que un 10% de las empresas mantienen retribuciones superiores a lo expuesto en esta tabla.
Organigrama habitual de una
central termoeléctrica
Cada empresa decide el organigrama que mejor se ajusta
a su empresa. Diferentes tecnologías pueden implicar
cambios sustanciales, por lo que el organigrama expuesto
no tiene por qué ajustarse en absoluto a una planta
concreta.
El ejemplo que se detalla se refiere a una central
termosolar, que tienen uno de los casos más complejo de
organigramas en centrales termoeléctricas. El resto de las
centrales suelen tener organigramas más sencillos
NOTICIAS
5050
NOTICIAS
A pesar de la considerable reducción de emisiones que se ha logrado en las dos últimas décadas, las instalaciones de combustión de combustibles fósiles utilizadas en el sector de la energía siguen siendo una fuente importante de contaminantes atmosféricos.
La Directiva de reducción de emisiones industriales propuesta por la Comisión en diciembre de 2007, impone ahora a las grandes instalaciones de toda la UE unos límites de emisión más estrictos para garantizar que en ellas se apliquen las Mejoras Técnicas Disponibles (MTD).
Esta nueva normativa, fruto de los esfuerzos de la Unión por controlar la contaminación industrial, contribuirá a reforzar la protección de los ciudadanos contra estas emisiones y reducirá la contaminación atmosférica y otras formas de contaminación ambiental.
La nueva Directiva, que actualiza y refunde siete directivas que ya existían en la Unión Europea, establece una serie de mecanismos más eficaces para que los Estados Miembros
puedan controlar e imponer el cumplimiento de la nueva normativa. Así, se han reforzado notablemente las disposiciones relativas al seguimiento y comunicación de las emisiones y a las inspecciones medioambientales y se ha mejorado el acceso del público a la información sobre emisiones industriales, a la cual era posible ya acceder a través del registro de emisiones y transferencias de contaminantes (E-PRTR) puesto en marcha por la Comisión y la Agencia Europea de Medio Ambiente en noviembre de 2009. También se imponen límites más duros a sustancias como los óxidos de nitrógeno, el dióxido de azufre o las micropartículas que pueden provocar fenómenos como la lluvia ácida y enfermedades como cáncer o asma.
La medida afectará a unas 52.000 instalaciones industriales y agrícolas con alto riesgo de contaminación desde refinerías a granjas en la Unión Europea.
El primer acuerdo informal entre los Veintisiete tuvo lugar el pasado 16 de junio, después de más de dos años -desde
5151
Los ministros del Interior de la Unión Europea han sido
los encargados de dar el si definitivo a la aprobación de la nueva normativa, que ya recibió en julio el visto bueno del Parlamento Europeo.
NOTICIAS
diciembre de 2007- de marcados desacuerdos entre Comisión, Consejo y Parlamento Europeo.
Si bien los límites generales de emisión se endurecerán a partir de 2016, la Unión Europea ha acordado permitir ciertas exenciones.
En concreto, dejará a los Estados miembros aplicar planes transitorios hasta 2020 para las grandes instalaciones de combustión (incluidas las plantas eléctricas y de combustibles fósiles).
Además las plantas más viejas no tendrán que respetar los límites de emisión siempre que cierren sus puertas a más tardar a finales de 2023 y no excedan las 17.500 horas de actividad a partir de 2016.
Las instalaciones nuevas, en cambio, tendrán que cumplir con la normativa desde 2012
Para recibir un permiso de operación, las plantas industriales tendrán que aplicar las mejoras técnicas disponibles para limitar las emisiones a la atmósfera, la contaminación del suelo y del agua, los niveles excesivos de ruido y garantizar las condiciones necesarias de seguridad.
No obstante, los países comunitarios dispondrán de cierto margen de aplicación de las normas, ya que en algunos casos es imposible desde el punto de vista técnico que determinadas instalaciones utilicen las mejoras técnicas disponibles.
El Ejecutivo comunitario tiene previsto desarrollar las directrices para coordinar esta flexibilidad a escala comunitaria y exigir una prueba de que realmente resulta imposible respetar los límites de emisión para evitar exenciones injustificadas.
Los beneficios que se esperan de esa reducción de emisiones se sitúan entre los 7.000 y los 28.000 millones de euros anuales. A estos beneficios que impulsan de forma general las actuaciones de la Comisión en materia de prevención y control de emisiones industriales hay que sumar la reducción de costes resultantes de la simplificación administrativa, que supondrán un ahorro anual de 32 millones de euros.
5252
Aplicación de las Mejores Técnicas
Disponibles (MTD)
Parte fundamental de la nueva
Directiva es el fortalecimiento de la
aplicación de las mejores técnicas
disponibles (MTD), lo que convierte a
las Conclusiones sobre esas técnicas
en punto de referencia de los
procedimientos de concesión de
permisos. La propuesta revisa así los
límites de emisión mínimos que se
aplican en la UE a las grandes
instalaciones de combustión con el fin
de que se ajusten a las MTD.
Los nuevos requisitos deberán
garantizar que los operadores de las
instalaciones industriales apliquen las
MTD de modo más uniforme y que con
ello se logre una mayor igualdad de
condiciones para el conjunto de la
industria.
Una vez que la Directiva entre en vigor,
los Estados miembros dispondrán de dos
años para incorporarla a su legislación
nacional. En este sentido, la Comisión
trabajará activamente con los Estados
miembros para tratar de reducir en ellos
la carga administrativa que supondrá la
aplicación de la Directiva en los
próximos años.
NOTICIAS
A sí lo ha puesto de manifiesto el presidente en la última Cumbre del G-20 celebrada en Seúl, en la que
presidió una mesa redonda bajo el lema de ‘Crecimiento Verde’, donde ha asegurado que “la llamada economía verde” representa un “gran potencial de futuro” para el empleo, el avance tecnológico y la competitividad de las economías.
El jefe del Ejecutivo ha asegurado que España siempre ha apostado por un modelo energético “sostenible” basado en la reducción de la intensidad energética, la rebaja del grado de dependencia y la contención del nivel de emisiones. Estas políticas, según Zapatero, han permitido que el peso de las renovables en el consumo energético haya crecido un 50% desde el
El presidente del Gobierno, José Luis Rodríguez Zapatero, ha asegurado que el potencial español de creación de empleo “medioambientalmente sostenible” se sitúa cerca del millón de puestos de trabajo en la próxima década, con empleos “normalmente de alta cualificación” en energías renovables, transporte sostenible, edificación sostenible y „ecoindustria‟
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NOTICIAS
año 2004, que el 30% de la electricidad proceda ya de fuentes limpias y que se haya reducido el consumo energético en un 13%. Además, ha destacado el liderazgo de España en el desarrollo de las energías renovables, al ser el cuarto país del mundo en capacidad instalada en energía eólica, el segundo en fotovoltaica y el primero en termosolar.
De cara al futuro, Zapatero ha asegurado que España seguirá apostando por un modelo energético “sostenible”, ya que en 2020 al menos el 20% de la energía final provendrá de las renovables, mientras que la intensidad energética se reducirá en un 20% y las emisiones CO₂ bajarán un 10%.
Para conseguir este objetivo, ha explicado que ya se ha iniciado un dialogo con partidos y empresas del sector con la finalidad de
alcanzar un acuerdo energético que siente las bases de la política para los próximos diez años. “Será decisivo para el país”, ha señalado, tras asegurar que, si se logra, será un “buen modelo” para todos los países de la OCDE, porque traerá “importantes beneficios” para la estabilidad regulatoria, favorecerá la inversión y aportará innovación.
El presidente ha recordado que afrontar el reto del cambio climático no depende solo del ámbito energético y ha asegurado que el Ejecutivo también apuesta por la edificación sostenible y el transporte sostenible, a través del impulso del transporte por ferrocarril (que pretende duplicar en diez años) y el desarrollo del coche eléctrico (con un parque de 250.000 unidades en 2015).
PRINCIPALES RETOS A NIVEL
MUNDIAL
A nivel mundial, Zapatero ha considerado que los principales retos son hacer frente a un incremento “muy significativo” de la demanda energética global, garantizar acceso universal a la energía y afrontar el cambio climático.
A si mismo ha manifestado que estas tareas requieren “determinación, perseverancia, concienciación y recursos” y no llevarlas a cabo comportaría “enormes costes” para el panorama mundial. En este sentido ha asegurado que las “claves y respuestas” a estos retos son la puesta en marcha de la
eficiencia energética como principal palanca para la reducción de emisiones, la creación de un sector eléctrico y uno de transportes de bajas emisiones y una “profunda transformación” tecnológica.
Finalmente, el jefe del Ejecutivo español ha resaltado la necesidad de incrementar la concienciación de los ciudadanos, garantizar una actuación “cada vez más determinada” de los poderes públicos y realizar una apuesta tecnológica y empresarial desde la iniciativa privada. “Se trata de hacer un círculo virtuoso con una acción coordinada entre empresas y gobiernos”.
El jefe del ejecutivo afirma que los dos grandes retos de España son reducir:
la dependencia energética y el nivel de emisiones
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