Energy storage Almacenamiento energético Solar

Energy storage
Almacenamiento
energético
Solar PV
Solar Fotovoltaica
Inverters – Inversores
Self-consumption
Autoconsumo
Offshore wind energy
Eólica marina
Tidal energy
Energía de las mareas
Concentrated Solar
Power (CSP)
Energía termosolar
de concentración
Country special
Middle East and North Africa
(MENA) | Medio Oriente y
África del Norte
# 136 - OCT 2013
CONTENTS
ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO
s !LMACENAMIENTOENERGÏTICOENLASSMARTGRIDSPERSPECTIVADELDISTRIBUIDOR. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
s )BERDROLA)NGENIERÓADESARROLLAELPROYECTOINTERNACIONALDE)$3)2"!44 24
s $ESARROLLODESISTEMASDEPRODUCCIØNDEHIDRØGENOENERGÏTICOPORGENERACIØNALCALINAPROYECTO$%30(%'!. . . . 26
s /PERACIØNDEUNABATERÓADEmUJOENLAMICRORREDDE#%.%2 28
s !LMACENAMIENTOmEXIBLEDEENERGÓASOLARFOTOVOLTAICA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
s ,AINTEGRACIØNDERENOVABLESENREDESDEDISTRIBUCIØNDÏBILESABRELAVENTANAPARAELALMACENAMIENTO
AGRANESCALA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
s !CUMULACIØNDEFRÓOMEDIANTE0#-. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
s "ATERÓASDEMETALAIREELFUTURODELALMACENAMIENTOENERGÏTICO. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
SOLAR FOTOVOLTAICA
s (ABLAELSECTOR%NTREVISTACORALAFABRICANTESDEINVERSORES. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
AUTOCONSUMO
s !UTOCONSUMOELÏCTRICOCONENERGÓASRENOVABLES)NmUENCIADELALEGISLACIØNEUROPEAYESPA×OLA
ENELMERCADOESPA×OLDELAENERGÓA 38
OFFSHORE WIND ENERGY | EÓLICA MARINA
s ,OCATORBEARINGFORWINDTURBINEGEARBOX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
s /FFSHOREWINDCOSTWILLDECREASEIFDEVELOPMENTCONTINUES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
s 3AFETYATSEA 46
s %LECTRICALSIMULATIONSMODELLARGEWINDFARMS 48
TIDAL ENERGY | ENERGÍA DE LAS MAREAS
s 7AVESOFENERGY. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
CONCENTRATED SOLAR POWER (CSP)
s #30IN*ORDANFROMDREAMTOREALITY . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55
&OLLOWTHESUN2ELIABLEPOSITIONINGFORSOLARTRACKINGSYSTEMS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .59
COUNTRY SPECIAL: MIDDLE EAST AND NORTH AFRICA (MENA)
s -IDDLE%ASTAND.ORTH!FRICABEGINTHEIRENERGYREVOLUTION 60
s 0ETCOKETOPOWERnASTRATEGICENERGYOPTIONFORTHE-IDDLE%AST 64
40ANORAMA%DITORIAL6.!GENDA4AKE!DVICE6.!CTUALIDAD,ATEST'LOBAL%NERGY.EWS68.0RODUCTOS0RODUCTS70.#LASIlCADOS#LASSIlEDADVERTS
ON COVER
AVEVA
Solar PV
www.aveva.com
CSP TODAY
www.csptoday.com
ENERGYA VM
www.energyavm.es
FENIE ENERGÍA
www.fenieenergia.es
FRABA
www.posital.com
GESTERNOVA
www.gesternoa.com
INDUSTRIAS ELÉCTRICAS SOLER
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INMESOL
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SALICRU
www.salicru.com
on
Backsheet
and encapsulati
Wafers and
cells
Monitoring
Concentarted
)
Power (CSP
Solar
Smart grids
e-Mobility
es in Europe
Electric Vehicl
ial
Country Spec
South Africa
energetica
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
SANTOS MAQUINARIA ELÉCTRICA
www.santosmaquinaria.es
SEMI
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YINGLI SOLAR
www.yinglisolar.com
3
EDITORIAL
Vía libre al ‘fracking’
NADIE DUDA YA QUE EL AUGE DE LOS COMBUSTIBLES FÓSILES NO CONVENCIONALES
está cambiando el panorama energético global; y, entre ellos, es
el ‘shale gas’ –un tipo de gas contenido en la roca generadora
cuya principal característica es la baja permeabilidad– el que está
acaparando la mayor atención por su capacidad de revolucionar el
mix energético de un país, tal y como está ocurriendo ya en Estados Unidos. Baste un dato para demostrarlo: ante la espectacular
bajada del precio del gas debido al progresivo aumento de la explotación de pozos de ‘shale gas’, las autoridades estadounidenses
se están planteando ya la transformación de la flota de transporte
por carretera, que pasará de ser impulsada por gasolina a utilizar
gas. Sin embargo, tal y como reconocen los expertos incluso en
Estados Unidos, las explotación del ‘shale gas’ no es sencilla y tiene
importantes impactos medioambientales, sociales y económicos.
En España, la apuesta política por rentabilizar las supuestas
reservas de ‘shale gas’ con las que cuenta nuestro país –que
ascienden a 39 años de consumo por un valor equivalente al
PIB español de un año, según estudios presentados por el lobby de la industria del ‘shale gas’ en España– parece clara. El
ministro Soria ha repetido una y otra vez que “no nos podemos
permitir prescindir de ninguna fuente energética”, una afirmación comodín que el titular de Industria, Energía y Turismo usa
casi a diario. Así ha quedado demostrado recientemente con la
aprobación en el Senado de la utilización del ‘fracking’ (fractura
hidráulica) para explotar los recursos de gas no convencional en
España. Al margen de la falta de tacto político para aprobar tal
medida ‘enmascarada’ en un Proyecto de Ley para la garantía
del suministro e incremento de la competencia en los sistemas
eléctricos insulares y extrapeninsulares –que poco tiene que ver
con el gas– resulta evidente que la luz verde al ‘fracking’ llega
sin un debate previo suficiente para aclarar sus riesgos. Y lo hace
precisamente en un momento en que la alarma social derivada
de asuntos energéticos relacionados con el gas es máxima debido a los movimientos sísmicos inducidos por la actividad de la
plataforma de almacenamiento de gas ‘Castor’ en la costa de
Castellón y Tarragona. Si bien es cierto que ambas actividades
no son iguales –ya que mediante el ‘fracking’ se extrae gas y en
‘Castor’ el objetivo es el contrario, esto es, inyectarlo para ser
almacenado– no podía haber elegido el Gobierno peor momento para dejar vía libre al ‘fracking’ por la puerta de atrás. El ‘no’
que ya han expresado comunidades autónomas como Cantabria
a la utilización de la fractura hidráulica no hace sino crear aún
más dudas ante una técnica cuyos riesgos relacionados con los
mini seísmos o la contaminación de acuíferos son, así al menos
aseguran desde la industria gasista, “controlables”.
Sin embargo, queda por aclarar quizás el aspecto más importante de todos: ¿qué requisitos medioambientales se le pedirán
a la fractura hidráulica? El actual proyecto de Ley de Evaluación Ambiental establece ya una evaluación obligatoria de los
proyectos consistentes en la realización de perforaciones para
la exploración, investigación y explotación de hidrocarburos que
requieran la utilización de ‘fracking’, pero sería imprescindible
que la nueva regulación incluyera también la obtención de un
informe previo de riesgo sísmico con resultado favorable.
D.L.: M-8085-2001 | ISSN: 1577-7855
Editor Eugenio Pérez de Lema. Director Álvaro López. Head of Editorial Department Javier Monforte.
Coordination Gisela Bühl. Financial Director Carlos Fernández.
Germany, Switzerland & Austria Eisenacher Medien. Tel: +49-228-2499860. mail: [email protected]
USA an Canada: Leslie Hallanan, Avani Media. Tel: + 1 415 331 2150. mail: [email protected]
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José Luis García Fierro, Prof. de investigación del Instituto del Catálisis y Petroleoquímica del CESIC. D. Oscar Miguel Crespo, Dr. en Química y Resp. del
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Coordinador del Grupo de Usuarios del motor 18V34SG. D. Francisco Marcos Martín, Dr. Ingeniero de Montes y Profesor de la Universidad Politécnica de
Madrid. D. Antonio Soria-Verdugo, Dpto. Ingeniería Térmica y de Fluidos de la Universidad Carlos III de Madrid. D. Eduardo Collado, director técnico de ASIF.
D. Guillermo Calamita, National manager Spain & LATAM, AE Refusol
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4
energetica
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
TAKE ADVICE
INTERNATIONAL EXHIBITION
ON ELECTRIC POWER
EQUIPMENT AND TECHNOLOGY
Fecha: 30 de octubre-1 de noviembre
Lugar: Shanghai, China
Email: [email protected]
Web: http://ahweb.adsale.com.hk/t.
aspx?unt=1825-EP13_EN96
INTERNATIONAL CSP WEEK
SOLAR WORLD CONGRESS
INTERSOLAR INDIA
Fecha: 3-7 de noviembre
Lugar: Cancún, México
Email: [email protected]
Web: www.swc2013.org/site/
Fecha: 11-14 de noviembre
Lugar: Mumbai (India)
Email: [email protected]
Web: www.intersolar.in
Fecha: 11-15 de noviembre
Lugar: Sevilla
Email: [email protected]
Web:www.csptoday.com/sevilla/
international.php
EGÉTICA-EXPOENERGÉTICA
NOVABUILD
EVS27. INTERNATIONAL
ELECTRIC VEHICLE SYMPOSIUM
AND EXHIBITION
Fecha: 13-15 de noviembre
Lugar: Valencia
Email: [email protected]
Web: www.egetica-expoenergetica.com
Fecha: 13-15 de noviembre
Lugar: Valencia
Email: [email protected]
Web: www.novabuild.es
Fecha: 17-20 de noviembre
Lugar: Barcelona
Email: evs27@firabarcelona.com
Web: www.evs27.org
CSP TODAY INGENIERÍA+
Fecha: 12-14 de noviembre
Lugar: Sevilla
Email: [email protected]
Web: www.csptoday.com/engineering/
es-index.php
2014 ৗ
SMAR CITY EXPO WORLD
CONGRESS
EWEA OFFSHORE
Fecha: 19-21 de noviembre
Lugar: Barcelona
Email: smartcity.congress@firabarcelona.
com
Web: www.smartcityexpo.com/
Fecha: 19-21 de noviembre
Lugar: Frankfurt, Alemania
Email: [email protected]
Web: www.ewea.org/events/eweaoffshore/
WORLD FUTURE ENERGY
SUMMIT
POLLUTEC
Fecha: 3-6 de enero
Lugar: Paris, Francia
Email: [email protected]
Web: www.pollutec.com
Fecha: 20-22 de enero
Lugar: Abu Dhabi, UAE
Email: fl[email protected]
Web: www.worldfutureenergysummit.
com/en/home.aspx
ONSHORE WIND DEVELOPMENT
FORUM
Fecha: 27-28 de enero
Lugar: Estambul (Turquía)
Email: [email protected]
Web: http://greenworldconferences.
com/produkt_128_onshore_wind_
development_forum_turkey.htm
SOLAR POWER GENERATION
Fecha: 28-29 de enero
Lugar: Newport Beach, California, Estados
Unidos
Email: [email protected]
Web: www.greenpowerconferences.com
E-WORLD
Fecha: 11-13 de febrero
Lugar: Essen, Alemania
Email: [email protected]
Web: www.e-world-2013.com/en/home/
CLEAN-TECH
MIA GREEN
ENERGIESPAR MESSE
ECOBUILD LONDRES
EWEA
Fecha: 27-28 de febrero
Lugar: Miami, Florida, Estados Unidos
Email: [email protected]
Web: www.MiaGreen.com
Fecha: 28 de ferbero-2 de Marzo
Lugar: Wels, Austria
Email: offi[email protected]
Web: www.energiesparmesse.at
Fecha:4-6 de marzo
Lugar: Londres, Inglaterra
Email: [email protected]
Web: www.ecobuild.co.uk
Fecha: 10-13 de marzo
Lugar: Barcelona
Email: [email protected]
Web: www.ewea.org/annual2014/
NEW ENERGY
INTERSOLAR CHINA
Fecha: 20-23 de marzo
Lugar: Husum, Alemania
Email: [email protected]
Web: www.new-energy.de
Fecha: 25-28 de marzo
Lugar: Beijing (China)
Email: [email protected]
Web: www.intersolarchina.com
Fecha: 18-19 de febrero
Lugar: Tel-Aviv, Israel
Web: www.mashovgroup.net
ENERGY HANNOVER
energetica
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
Fecha:7-11 de abril
Lugar: Hannover, Alemania
Email: www.hannovermesse.de
Web: www.hannovermesse.de/en/aboutthe-trade-show/news/tradeshows-lineup/
energy
GENERA
Fecha: 6-8 de mayo
Lugar: Madrid
Email: [email protected]
Web: www.ifema.es/ferias/genera/default.htm
5
LATEST GLOBAL ENERGY NEWS
Grid-independent power supply from PV plant
IBC SOLAR AG and swiptec
GmbH has installed two PV
hybrid systems with a photovoltaics output of 28.8 kWp
each on the island of Mallorca. The companies installed
a grid-independent power
supply at two newly built,
private holiday fincas with-
out public grid connections
in the hinterland of Mallorca.
The team implemented a
stable and environmentally
friendly solution thanks to a
hybrid system consisting of a
PV power plant, battery storage unit and a diesel generator as backup. The two iden-
tical PV hybrid systems each
consist of 120 IBC PolySol
type modules with a nominal
power of 28.8 kWp, 24 Moll
OPzV 3010 type batteries
and a 40 kVA diesel generator. The systems supply the
fincas with electricity 24/7
while consuming only a mini-
mum of diesel. Amongst others the electricity is used to
operate heat pumps for the
domestic and pool heating
systems. All required materials were transported to the
island by truck and ferry. It
took a mere 14 days to install
both systems.
IKEA stores in Spain powered by solar panels
REC has this year provided solar panels to Swedish furniture
giant IKEA to power five new
installations at IKEA stores in
Spain. More than 38,000 REC
solar panels now generate almost 12,000 million kWh annually at IKEA stores in Jerez
de la Frontera (Cádiz), Malaga,
Sabadell (Barcelona), and two
Distribution centres in Valls (Tarragona). The electricity generated from these installations is fed
into the grid. With large rooftop spaces available on stores
and carports – and plenty of
sunlight to capture – IKEA Spain
has made a decision to ramp up
its solar energy generation with
the new REC installations. The
first IKEA Spain facility to go into
6
operation with REC solar panels
was IKEA Jerez de la Frontera
(Cádiz). Completed in September 2012, this facility comprises
10,164 REC solar panels on the
roof and carport rooftop, and
has a total installed capacity of
2,439 kWp. The entire production of 3 million kWh per year
is fed into the grid, and would
be equivalent to 80 percent of
the store’s electricity consumption during 2012. The largest
of the new facilities is at IKEA
Distribution Centres in Valls
Tarragona, where 18,400 roofmounted REC Peak Energy 250
solar panels in two twin 2 MW
installations together generate
nearly 6 million kWh of clean,
solar energy every year. Of the
new REC-powered installations,
only IKEA Sabadell produces
energy for self-consumption.
This roof installation comprises
480 REC Peak Energy solar
panels, which produce approximately 158,000 kWh annually.
The most recent installation, at
IKEA Malaga, comprises 9,200
REC Peak Energy solar panels,
on the roof of the store and
the carport, generating a total
of 2.9 million kWh each year
– enough to meet nearly two
thirds of the store’s electricity
consumption.
REC has already provided
solar panels for IKEA stores in
the USA and Germany. IKEA’s
solar installations are part of a
major company project titled
“IKEA renewable”. Launched
in 2007, the project seeks to
ensure that each IKEA store
can generate an equivalent
amount of energy from renewable sources to cover its own
demands. Since its launch,
the project has reduced IKEA’s
power bill by almost 2 million
Euros per year, and achieved
energy savings of 11,795
MWh. Against this backdrop,
projects such as those at IKEA
offer a promising vein of opportunity to the solar industry. This is an area where REC
is proving a strong contender,
with many global brands and
institutions choosing REC as
their provider of solar panels
for their installations.
energetica
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
Cooperation to develop
intelligent power supply networks
At the European Utility Week
smart energy trade show in
Amsterdam, the Siemens
Smart Grid Division and Dutch
grid operator and energy utility Alliander have signed a
smart grid cooperation agreement. The objective of the
cooperation is to join forces
to develop and promote innovations for intelligent power
supply networks. This new
cooperation will focus on requirements for smart grids
for which there are not yet
any marketable solutions.
Joint developments will help
to close these gaps. Possible
solutions include technologies
which can be used to increase
energetica
INTERNATIONAL
the transparency of mediumand low-voltage networks,
innovations for virtual power
plants, innovations for data
security in power grids and
for patch management, as
well as the development of
analyses specifically tailored to
grid managers. To accomplish
this, the data recorded along
the entire energy conversion
chain should be prepared so
it will be in a usable form for
grid managers. The cooperation between Siemens and Alliander additionally complies
with the EU’s demand that
distribution system operators
cooperate with other market
participants.
· Nº 136 · OCT13
7
LATEST GLOBAL ENERGY NEWS
CENER presented the EU-GUGLE project during Greencities
event in Malaga, Spain
Florencio Manteca, Director
of the Energy in Buildings Department of Spain’s National
Renewable Energy Centre
(CENER) presented recently EUGUGLE project during Greencities & Sostenibilidad an event
that took place at the Congress
and Exhbition Centre in Malaga Spain. The EU-GUGLE (“European cities serving as Green
Urban Gate towards Leadership in sustainable Energy”)
project aims to demonstrate
the feasibility of nearly-zero
energy building renovation
models in view of triggering
large-scale, Europe-wide replication in smart cities and communities by 2020. Over the 5
years of the projects, the cities
of Vienna (AT), Aachen (DE),
Milan (IT), Sestao (ES), Tampere
(FI), Bratislava (SK), Gothenburg (SE) and Gaziantep (TR)
will join efforts to combine the
latest research results relevant
to smart renovation of groups
of buildings at district level and
use this knowledge to renovate
260,000m² of living space. By
implementing a balanced mix
of technical, socio-economic
and financial solutions adapted
to local needs, the participating cities aim to achieve 40 to
80% primary energy savings
per pilot district while increasing the share of renewable
energy sources by 25% by the
end of the project. The main
output will be the integra-
tion of the results into comprehensive “smart renovation
strategies” easily transposable
to other municipalities. EUGUGLE is co-financed by the
European Commission as part
of the Smart Cities and Communities Initiative, and funded
under the 7th Framework
Programme for Research and
Technological Innovation. It is
co-ordinated by CENER, Spain’s
National Centre for Renewable
Energies.
RENEWABLE INTERNATIONAL
PPA for new
100 MW wind
farm in the US
EDP Renováveis through its
fully owned subsidiary EDP
Renewables North America
LLC, secured a 20-year Power
Purchase Agreement to sell the
renewable energy produced
from its 100 MW Rising Tree
South wind farm project located in the state of California,
expected to be
installed in 2015. Since the
beginning of 2013 EDPR has
already secured 980 MW of
new PPAs, of which 250 MW
for projects that were already
in operation and 730 MW for
new projects to be installed in
2014 and beyond. The development of wind energy in the
US has been experiencing a
more favourable environment
following the extension in January 2013 of the Production
Tax Credits (PTC) and is creating new growth opportunities
for EDPR.
8
What renewable energies can achieve in
developing and emerging markets
The Alliance for Rural Electrification (ARE), has published
its most recent edition of
“Best Practices of the Alliance for Rural Electrification:
What renewable energies
can achieve in developing
and emerging markets”. The
Best Practices includes recent
case-studies from around the
world that make a business
case for the use of off-grid
renewables in rural electrification. All examples were
implemented by ARE members, and in order to support energy decision-makers
to develop markets designs
tailored to local needs and
demonstrate successful solutions to end energy-poverty
in areas where grid-extension is currently not technically possible or too costly. In
order to support energy decision-makers to develop markets tailored to local needs,
ARE ensured that these proj-
ects show not only the range
of off-grid renewable technologies (small solar, small
wind, small hydro, biomass,
etc.), but their diversity in
terms of geographical location, financing mechanisms,
consumer tariff schemes,
training and capacity building, energy data collection,
cooperation between project
partners, retailing networks
and operation and maintenance.
65 MW wind power contract from Uruguay
Suzlon Group, has won its
first contract in Uruguay. The
65 MW project, located in
the southern Department of
Colonia in Uruguay, is developed by Rouar S.A., a unique
joint venture between UTE –
Uruguay’s state-owned utility,
and Brazilian utility Eletrobras
– the largest in Latin America.
The wind farm will be supplied with 31 units of the S95
– 2.1 MW wind turbine with
a hub height of 90 meters,
part of Suzlon’s S9X portfolio
optimized for medium to low
wind regimes. Suzlon will be
responsible for full EPC delivery for the project, scheduled
for completion in September
2014.
energetica
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
The world´s largest parabolic
trough plant has passed
commercial operation tests
Abengoa announced that Solana, the world´s largest parabolic trough plant with a total
installed capacity of 280 MW
(gross) and also the first solar
plant in the United States with
thermal energy storage, has
successfully passed commercial operation tests. Solana is
the first solar plant in the U.S.
with a thermal energy storage
system that is able to generate
electricity for six hours without the concurrent use of the
solar field, which is a turning
point for renewable energy in
this country, being a tangible
demonstration that solar energy can be stored and dispatched upon demand. Arizona Public Service (APS), the
largest utility in Arizona, will
purchase all of the electricity
produced by the solar plant
for 30 years through a power purchase agreement with
Abengoa. Solana will generate the clean energy equiva-
lent to that needed to power
70,000 households and will
prevent about half a million tons of CO2 from being
emitted into the atmosphere
per year. The construction of
Solana led to the creation of
more than 2,000 jobs and
a national supply chain that
spans 165 companies in 29
states. The total investment
of the plant is approximately
two billion dollars and during financing, Solana received
a federal loan guarantee for
$1.45 billion from the United
States Department of Energy
Federal Loan Guarantee Program. This support made the
construction of Solana possible, creating or maintaining
thousands of jobs both in the
building of the plant as well as
those direct and indirect jobs
in the supply chain, as well as
providing the Southwest with
clean, sustainable energy using innovative technology.
Spanish Aries Ingeniería y Sistemas
boosts solar projects in MEA
José Ramón Pérez, Chief Operating Officer of Aries Energy Division, has presented
his vision about the current
challenges and context of renewable energies in MEA in
the last workshop hosted by
Eversheds in London. Aries is
an engineering company that
specializes in the design and
management of worldwide
renewable projects, thus, presenting the successful case
studies of Ouarzazate CSP
plant in Morocco (as part
of the awarded consortium
preferred bidder for the first
energetica
INTERNATIONAL
phase of a proposed 160 MW
plant -500 MW overall-), Bokpoort CSP plant in South Africa (50 MW) or Ma’an Solar
CSP plant in Jordan (46 MW)
provided the attendants with
insight into the future and
challenges of the CSP sector.
At the workshop, José Ramón
Pérez has shown to the audience how the innovative regulatory framework in North
Africa (especially Morocco) is
creating an ideal climate for investment in clean energies, as
well as the key factors for technical adequacy in this market.
· Nº 136 · OCT13
9
LATEST GLOBAL ENERGY NEWS
geo Duet II Smart Energy
Display as part of the smart
meter rollout of RWE npower
Cambridge-based technology
firm, Green Energy Options Ltd
(geo) has announced that RWE
npower has selected the geo
Duet II Smart Energy Display as
part of the smart meter rollout
to its customers. The first RWE
npower Smart Energy Display
was installed in a customer’s
home on Monday 30th September, and provides clear and
accurate information for energy
usage and cost in a simple and
engaging way to help households run an energy-efficient
home.
The Smart Energy Display
shows real-time and historic
data about gas and electricity
consumption in an appealing
graphical way. Using speedometer graphics on the upper
screen, supported by a colour
traffic light LED, the display
shows real time power and cost,
while information about cumulative and historic consumption
is shown against a household
energy budget on the programmable lower screen. In standby
mode the display shows the
current time and how much
has been spent today. The geo
Duet II Smart Energy Display has
been designed and developed
in the UK and provides RWE
npower with a clear, stylish and
appealing colour display that
meets the requirements of the
Government’s Smart Metering
Equipment Technical Specification (SMETS) version 1. It was
also designed specifically to
support RWE npower’s Foundation Stage Smart Metering Programme. Communication between the display and the smart
meter uses the wireless ZigBee
Smart Energy Profile protocol,
which is both secure and safe.
Acquisition of three
power plants in Italy
Dresser-Rand Group has
reached agreement with
MBB Clean Energy for the
latter’s acquisition of three
power plants designed, built
and commissioned by Dresser-Rand in Italy. DresserRand will provide long term
O&M services which should
be beneficial to MBB Clean
Energy and is consistent
with Dresser-Rand’s business model to stay integrally
involved with its equipment throughout its total
life cycle. The power plants
represent 11 MW of renewable energy to be added to
MBB Clean Energy’s renewable energy portfolio. The
plants are in full operation
with approved feed in tariffs. The plants, with a total collector area of 77,680
sqm, consist of 44,764
polycrystalline silicon solar
modules with an output of
245 Wt that, in 2012, produced an energy yield of
about 16 million kilowatt
hours. This corresponds to
an annual electricity consumption of approximately
4,000 households. The Parties have agreed to finalize
the closing and payment of
the acquisition of the power
plants by October 31, 2013,
subject to customary closing
provisions.
New deals for Gamesa
Gamesa has received diverse orders. In India the company bagged a
contract for the supply of 54 MW with an Indian utility company. The
contract calls for the wind farm development, as well as the supply, installation, commissioning and maintenance for 10 years of 27 G97-2.0
MW turbines at Tagguparthi, Andhra Pradesh (India). The commissioning
is scheduled to be completed by May 2014. The company also signed
recently an agreement with Iberdrola under which it will supply 202 MW
in the US. Specifically, Gamesa will supply 101 G97-2.0 MW turbines
for the Baffin wind farm project being developed by Iberdrola in southern Texas. The wind turbines are scheduled for delivery mid-2014, while
the facility is slated for commissioning towards the end of next year. This
agreement marks the largest single order for this WTG, the G97-2.0 MW.
The Baffin wind project is still under development, and the decision to
proceed is contingent upon local government approval. Iberdrola is well
positioned to utilize the 202 MW of turbines at other possible US sites.
The wind farm project is the last phase of Iberdrola’s Peñascal complex
which, once commissioned, will have capacity of 606 MW, generating
enough power to supply 210,000 households and prevent the emission
of 850,000 tonnes of greenhouse gases every year.
10
energetica
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
D I R E CT-SA L E
On behalf of the entitled parties we are selling in a restructuring
Market-ready version
of new 6 MW gearless wind
turbine installed on test site
Siemens has installed a market-ready version of its new
6 megawatt (MW) gearless
wind turbine on the test site
of the power utility SSE, the
UK’s largest generator of
renewable energy. Together
with its customer, Siemens
plans to carry out final testing at the site before going
ahead with series production
for the UK market but also
for international markets.
The turbine of the type SWT6.0-154 with 154 meter rotor diameter offers cuttingedge direct drive technology.
Thanks to its coastal location
Hunterston is perfectly suited
energetica
INTERNATIONAL
toable for testing of offshore
wind turbines: The surrounding wind conditions around
are similar to those to which
offshore wind power plants
in the Irish Sea are exposed.
With the final tests Siemens
is getting ready for Round
3, the next round of the expansion of British offshore
wind power. In addition to
cooperating closely with its
customers in the UK, Siemens has also expanded its
own presence in Scotland. In
October, Siemens will open a
new hub to support its onshore wind business across
the UK.
· Nº 136 · OCT13
very well-maintained photovoltaic machinery and equipment
of a renown German photovoltaic manufacturer
Prices on request! Please be so kind as to schedule your visit with us
Approximately 150 items are put up for auction. These include:
16 crystallization furnaces; 3-phase-dry-cast resin-transformer;
Thyroboxes; High-performance-grinding machine; Sputtersystem, ZV
1200 ZN / ZV 1200 ZnO; 8-zone-furnace, TF-AN-HW-24.400-1.400 x 1.100;
Cold-wall-furnace, TF-AN-KW-12.320-1.400 x 1.100; Lamination facility;
Climatic test room, VC3 7150; 4-point-sheet resistance-analyzer, SD-600;
Wafer-handling-units, various brands; Stangl “Tenios” wetbench, WaferEco-Carrier, Wetbench systems, Analyzer, Profile meter, High-voltage
tester, Transformer, Wafer-diffusion-furnace, high quality plastics, a.m.o.
Nearly complete line of equipment for wafer production.
Thin-film-production equipment, machinery and spare parts.
Standard parts for machine building, spare and wear parts as well as
electronic components.
Contact: Mr. Joachim Mink (+49) 0172 755 65 76 or
Mr. Uwe Schmid (+49) 0172 451 17 18
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NetBid Industrie-Auktionen AG / Angermann & Lüders GmbH & Co. KG
AB C-Straße 35, D-20354 Hamburg, [email protected], www.netbid.com
Telefon: (+49) 040 35 50 59-190, Fax: (+49) 040 35 50 59-169
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LATEST GLOBAL ENERGY NEWS
Action plan to
develop hydrogen
filling station
network in Germany
Air Liquide, together with its
partners of the “H2 Mobility”
initiative, has signed a termsheet agreement to implement
a major action plan for the
construction of a nationwide
hydrogen filling station network in Germany. By 2023, the
current German network of 15
hydrogen filling stations will be
expanded to about 400 hydrogen stations covering the whole
country. The overall investment
by all partners will be around
€350 million. This will ensure a
need-related supply for the fuel
cell electric vehicles available to
the market in the coming years.
A first step will be the deployment of 100 hydrogen stations
in Germany over the next 4
years. Since 2010, Air Liquide
has been a partner of the “H2
Mobility” initiative, aimed at
evaluating and contributing to
the development of a hydrogen infrastructure in Germany,
to support the mass production
of fuel cell electric vehicles. In
2012, Air Liquide opened its first
hydrogen station for the general
public in Düsseldorf, Germany.
The Group is also a partner of
comparable initiatives in Great
Britain, France, the Netherlands,
Denmark, Sweden, Switzerland
as well as in Japan.
Distribution agreement to introduce new
inverters to selected global markets
Zeversolar, the second biggest PV inverter manufacturer from China, has partnered
with PROINSO, a leading
global distributor of solar
equipment, to introduce
new inverters to selected
global markets. The partnership has been announced
during the Solarenergy UK
exhibition, where Zeverso-
lar has participated. From
October 2013 on PROINSO
will distribute Zeversolars
inverter-line. With the single
phase inverters from nominal
1,5 KWp to 5 KWp and three
phase inverters from 4 KWp
to 20 KWp, which were already certified for use in the
UK, Zeversolar hereby presents a wide range of highly
efficient string-inverters for
solar energy systems. With
nominal power outputs of
1,5 KWp to 20KWp and
a European efficiency of
96,5% these inverters offer
a high-performance option
for domestic and commercial
use. All inverts already possess the G83 or G59 certificate.
A new Ingecon Sun PowerStation U
installed in Maryland
Ingeteam a solar inverter manufacturer, has supplied the new
Ingecon Sun PowerStation U
1.0 MW in Glen Arm, Maryland. The 1.2 MW project came
online September, 2013. The
Ingecon Sun PowerStation U
is a compact, fully customizable MV solution with up to
1.76 MW. It is comprised of
two Ingecon Sun PowerMax
U inverters, a step up transformer, switchgear, low voltage
distribution panels, auxiliary
transformers and monitoring
equipment. It is delivered fully
furnished for “plug and play”
installation on site. These inverters are manufactured at Ingeteam’s new production facility in Milwaukee, WI. With more
than 3 GW of solar PV inverters
supplied worldwide, Ingeteam
has developed the new Ingecon
Sun PowerMax U inverters specifically for the North American
market, in compliance with UL
1741. These inverters feature
max efficiencies of 98.6%,
1000 Vdc, NEMA 3R protection ratings, DC and AC disconnects, and are available with
output power of up to 880 kW.
Third solar project in Japan completed
In Ozu on Kyushu island the
joint venture between the
German juwi group and the
Japanese company Shizen Energy Inc. has recently commissioned a free field solar park.
The utility scale solar power
plant has an installed capacity
12
of 1.1 megawatt (MW). Every
year the 4,480 solar modules feed 1,375,000 kilowatt
hours (kWh) of climate-friendly electricity into the local
grid. This equals the electricity consumption of more than
380 local households. The
project in Ozu has been built
for a local company. The company got to know juwi Shizen
Energy through the customer
for the joint venture’s first two
Japanese projects. Japan is
aiming for 20 percent renewables in 2020. Therefore the
government has introduced
the world’s highest feed-in
tariff for solar power. According to experts, Japan is now
one of only five countries that
have achieved 10 gigawatts
of cumulative solar photovoltaic capacity.
energetica
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
LATEST GLOBAL ENERGY NEWS
AWEA 9.1 Certification for small wind turbine system
Osiris Energy, a global manufacturer and marketer of small wind
turbine systems, announced
that the Osiris 10 small wind
turbine system achieved AWEA
9.1 Certification. Intertek, an
OSHA accredited Nationally
Recognized Testing Laboratory
(NRTL), provided testing and
certification services for Osiris
10 small wind turbine according
to the American Wind Energy
Association (AWEA) 9.1 Standard. Osiris 10 also achieved
ENERGY NEWS IN BRIEF
further information: visit www.energetica-international.com
sSchneider Electric, has designed an integrated
photovoltaic solution in Romania with 7.5 MW of
installed capacity. The park, located in Dabuleni
produces 9.541MWh a year and has been developed
by GES Rumania (Global Services Provider Ro srl).
The plant occupies an area of 24.1 hectares and is
composed of 30,600 STP245W Suntech PV modules
with a maximum power of 245 Wp. The integrated
solution provided by Schneider Electric installation
is characterized by seven power conversion systems
PV Box 1MW .
sMeteodyn and Michel Ferry R&D consulting
announced that they have entered into a definitive
agreement under which Meteodyn will acquire
MIGAL·S solver source code and exclusivity usage.
The transaction was unanimously approved by
the boards of directors of both companies. The
acquisition of MIGAL·S, the unique Fully Coupled
Multi·Grid solver of the wind energy market, will
enable Meteodyn to become the only company
providing a CFD software (meteodyn WT) for wind
resource assessment in complex terrain using this
solver.
sAbout 1 megawatt of solar panels from SolarWorld
soon will go live atop a carpet-tile manufacturing
plant of Shaw Industries Group in Cartersville,
Georgia. The Cartersville solar power system,
expected to be commissioned later this month, will
contribute about 1.4 million kilowatt-hours of power
into the Georgia Power utility grid, enough power to
supply about 100 homes. SolarWorld produced the
3,700 270-watt solar panels for the Cartersville plant
in Hillsboro, Oregon, SolarWorld’s U.S. headquarters.
sIn 2014, Intersolar China is being held in conjunction
with CIPV Expo and Clean Energy Expo China for the
first time. This means that from March 26–28, the
China International Exhibition Center (CIEC), Beijing,
is staging North China’s largest exhibition for the
solar industry by far in parallel with a comprehensive
range of exhibits on the renewable energy sector.
Around 380 exhibitors are set to showcase the latest
developments in the fields of photovoltaics, PV
production technologies, energy storage systems
and solar thermal technologies. The exhibits are
complemented by exhibition segments on wind
energy, biomass and grid technology.
14
IEC 61400-2 certification.
The Osiris 10 is rated for
operation at 10 kW at wind
speeds of 9 m/s. The turbine is a
3-bladed downwind horizontalaxis wind turbine (HAWT) with
pitch system. Osiris 10 passed
the AWEA 9.1 duration, safety,
function, performance and
acoustic testing for Class II small
wind turbine . Osiris 10 passed
the Duration Test at overall operational time 99.6%, far exceeding the pass criteria 90%. Osiris
10 adopts several large wind
turbine technologies to make it
the most advanced product in
the market for the same class, as
three pitch control mechanisms,
carbon fiber composite rein-
forced blades, ultra low rated
120 RPM direct drive PM generator, hydraulic tower system
and Osiris web-based monitoring system. Excellent Low Wind
Speed Performance - 9.7 meters
blade diameter brings Osiris 10
small wind turbine system 74
square meters swept area, thus
enabling Osiris 10 to become
one of the highest production
machines at its class and allowing its optimal performance
even at low and medium wind
area. Osiris 10 optimized aerodynamic performance for low
wind speeds is between 5m/s
and 8m/s and start-up wind
speed 2.5 m/s outstanding in
the industry.
Smart metering solution
for Turkish utility
Siemens Smart Grid Division has
put a smart metering solution
into operation at Turkish utility
Enerjisa Baskent EDAS. The Siemens technology not only provides the energy supplier with
flexible, efficient and customeroriented grid control, but enables it to meet new regulatory
requirements. Enerjisa Baskent
EDAS, which supplies electrical
power to more than three million
people in the region around the
capital Ankara, placed an order
with Siemens in 2012 to install
the smart metering technology.
Smart metering provides energy
suppliers with more accurate
power consumption data than
has been available until now, plus
additional data over and above
the actual power consumption
measurement. This increased
volume of data now has to be
processed efficiently across the
entire company. In the Siemens
solution in Turkey, this function is
performed by the EnergyIP meter
data management system. This
system has already proved its viability in use in more than 40 international smart metering projects for reading out and further
processing of data from some
30 million metering points. An
important aspect of the project
was the integration of the existing metering infrastructure, with
more than 20,000 meters from
local manufacturers, in the smart
metering system. To ensure standardized business processes, the
smart metering system was also
integrated in the power supplier’s SAP accounting system
via a standardized interface. The
Siemens EnergyIP Analytics Foundation data analysis tool was also
implemented. This tool converts
AMI data (Advanced Metering
Infrastructure) into analyses and
reports that can be used anywhere within the entire company.
energetica
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
Full-power
converter production’s
record in China
Based on The Switch business concept of agile positioning, The Switch and
Scanfil entered a model
factory production agreement that has resulted in a
new model for successful
quality production close
to end customers. In addition, it allows both companies to be more responsive
to market changes. Scanfil
takes care of operations
and logistics; The Switch
carries out full-power
testing for each cabinet.
The result is high-quality
production close to the
Chinese customers and a
fully operational example
of an agile partnership approach deeply rooted in
The Switch strategy. The
facility is now moving into
a stabilized production
phase with the production of 15 megawatt-class
full-power converters every five days in two working shifts. The Switch and
Scanfil have partnered in
energetica
INTERNATIONAL
production for more than
5 years both in China and
in Finland. The model factory production concept
is The Switch way to flexibly respond to customer
needs for volume production ramp ups and, if
necessary, ramp downs.
All production steps are
tested and systematized.
Once perfected, the system is ready to be replicated at any location
around the world. This
quickly enables multi-site
rollout for volume growth
with repeatable and standardized quality, according to customer demand.
The Switch model factory
concept is currently being
deployed at The Switch
Lu’an factory which produces FPC parts, and at
The Switch Deyang factory which produces permanent magnet generators in cooperation with
Chinese Dongfang Electric
Machinery.
· Nº 136 · OCT13
15
LATEST GLOBAL ENERGY NEWS
First orders for two of GE’s Clean Cycle* heat to power generators
In early 2013 Clarke Energy
supplied and commissioned a
3MW biogas engine at Agrigen’s Rendlesham anaerobic
digestion plant at Bentwater
Park, Ipswich. This facility digesters energy crops such as
root vegetables to produce
biogas. Biogas is a source of
renewable energy and is used
to provide sustainable power to
the surrounding area. The jacket water from the gas engine
was used to heat the anaerobic digesters; however there
was no immediate local use for
the heat in the exhaust of the
engine which was vented to
atmosphere. Agri-gen recognised the potential value of this
waste heat as a driver for addi-
tional renewable electricity and
in September 2013 has contracted with Clarke Energy to
supply two Clean Cycle units.
The heat conversion process,
known as Organic Rankine
Cycle (ORC), uses an organic
working fluid and a small generator to turn the waste heat
from the gas engine into additional electrical energy. In the
new configuration jacket water
heat from the gas engine is
used to heat the digesters and
in parallel pre-heat the Clean
Cycle working fluid. The ORC
units operate in a closed loop
and there is no waste or emissions from the system. Under
the local conditions the units
will initially generate a total of
228kW for export to the local grid. As the system works
on the basis of a temperature
gradient the ambient temperature of the site is an important
factor. Under the current feed
in tariff of 9.24p/kW hour the
units will generate in excess of
£160,000 per year for the plant
just from waste heat and in addition to the revenues from the
original biogas engine.
CONVENTIONAL INTERNATIONAL
25 MW power generation
plant delivered in Luanda
The National Director of Electrical Power from the Angolan
Ministry of Energy and Water
(MINEA), Mr António Belsa da
Costa, together with the Director of the National Electricity Company of Angola (ENE),
Mr Euclides de Brito, and the
Sales & Marketing Director of
HIMOINSA, Guillermo Elum,
have signed the provisional acceptance document by which
it is agreed that MINEA, together with the multinational
energy company, will co-manage the 25MW power generation plant that HIMOINSA has
commissioned in Cassaque,
Luanda.
HIMOINSA is therefore part
of a macro project that consists
of the installation of power
plants in Luanda. “There is one
185 MW plant plus another
16
102 MW plant from other
suppliers and the 25 MW
plant created by HIMOINSA”,
says Mr Euclides de Brito,
Director of National Electricity Company of Angola (ENE),
who adds that the project
designed by HIMOINSA will
make a significant contribution to improving the living
conditions of the population.
The project is designed to
generate 25 MW PRP and deliver 20 MW of continuous
power, with 15,000 volts at
50 Hz. At the same time, it
will be used to supply Zango
IV and the Cassaque pumping station next to the River
Kwanza. In total, 18 generator sets have been installed:
9 series HMW 1785 T5 with
the other 9 being series HMW
2200 T5.
Inaugurated new office in Dubai
Avantha Group Company
CG has inaugurated its fullfledged office in the free trade
zone of Dubai Silicon Oasis
(DSO). This regional office will
promote and distribute the
full CG offering for its customers. The office has a state-ofthe-art IT infrastructure and a
tier 3 data centre. It will service Utilities, Oil & Gas, Power,
Metals and Mining, Industrial and Original Equipment
Manufacturers (OEMs). CG,
formerly operating under Pauwels and Crompton Greaves,
has been serving the Middle
East customers for over 25
years; this new office has a
fully supported Multi Business platform. As a result, the
region’s local customers will
now have CG’s experts in motors/drives, T & D equipment,
automation and services. This
region represents large potential market for CG and is estimated at $10 Bn.
energetica
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
LATEST GLOBAL ENERGY NEWS
El Fondo de Emprendedores de Fundación Repsol
selecciona ocho proyectos en busca del ahorro energético
Fundación Repsol ha seleccionado ocho proyectos en la segunda convocatoria del Fondo
de Emprendedores, dirigido a
apoyar a los mejores proyectos
empresariales que aporten soluciones en materia de eficiencia y ahorro energético.
Tras su elección, estos ocho
proyectos han iniciado un proceso de incubación con una duración máxima de 24 meses, en
los que el Fondo prestará asesoramiento tecnológico, empresarial y legal —coordinado
por un equipo de tutores—,
además de un apoyo económico que oscila entre 6.000 y
12.000 euros al mes. Todo ello
permitirá a los ganadores desarrollar su proyecto, adecuándolo
a los requerimientos del mercado para hacer su empresa más
atractiva a la entrada de capital.
Además, el Fondo de Emprendedores ha decido asesorar y apoyar con una ayuda
económica de 2.000 euros al
mes durante 12 meses a otras
dos propuestas, con el objetivo
de que alcancen la maduración
necesaria para que puedan
presentarse a la convocatoria
siguiente del Fondo.
Las iniciativas seleccionadas
dispondrán para su desarrollo y
consolidación de la infraestructura del Centro de Tecnología
Repsol, así como la de otros
centros e instituciones, y Fundación Repsol se encargará de
la coordinación del proceso.
Los emprendedores contarán
también con el asesoramiento
de las áreas operativas de Repsol y de los apoyos externos
que sean necesarios para alcanzar sus objetivos. Además,
se les facilitará acceso al mercado y los contactos empresariales necesarios para impulsar
su paso a la etapa comercial.
18
partir del movimiento oscilatorio de los barcos. Emprendedor: Smalle Technologies.
Además de estos ocho
proyectos seleccionados para
la incubación, el Fondo de Emprendedores ha decidido apoyar
durante un año con 2.000 euros al mes para su maduración
técnica a Biogás+, que propone
la producción aumentada de
biogás mediante la adición de
nanopartículas de hierro y a
BioH2, cuya propuesta se centra
en la producción de hidrógeno
por fermentación anaerobia de
residuos mediante un consorcio
microbiano.
Antonio Brufau ha señalado
que el Fondo de Emprendedores
es un activo especialmente relevante para Repsol, no sólo por
su contribución a satisfacer las
necesidades energéticas del futuro, sino también por su apoyo
al desarrollo social al fomentar la
I+D y el espíritu emprendedor.
Proyectos ganadores del
Fondo de Emprendedores
Los proyectos seleccionados, un
buen número de los cuales están
centrados en nuevas energías,
buscan una mayor eficiencia energética en diversos ámbitos de
actuación, que van desde la producción y generación de energía
hasta su distribución y uso final.
Son los siguientes:
s Dobgir. Aerogenerador de
eje vertical acoplable a estructuras existentes. Emprendedor: Dobgir
s Ecomesh. Paneles solares
híbridos de segunda gener-
s
s
s
s
s
s
ación. Emprendedor: Endef
Engineering
GeoYmaging. Tecnología
de interpretación rápida de
imágenes sísmicas. Emprendedor: Expert Ymaging
Microturbina Hidráulica.
Microturbinas para generación de electricidad en
conducciones de agua. Emprendedores: Abel Martínez y
Francisco Martínez.
Oktapous.Robot de inspección y reparación de tuberías
submarinas. Emprendedor:
Ferroteknica
Ledmotive. Sistema de Iluminación de interiores capaz
de analizar y reproducir todo
el espectro solar. Emprendedor: Ledmotive.
Reflexis. Nuevo reflector en
material termoplástico para
uso en centrales termo solares. Emprendedor: Nematia
Smalle Technologies. Generación de energía eléctrica a
Abierta la tercera
convocatoria
En esta segunda convocatoria
del Fondo Emprendedores se
recibieron 479 proyectos, de
los cuales el 95% proceden de
España (se han recibido propuestas de las 17 Comunidades
Autónomas). La tipología de las
propuestas ha sido muy variada
y han abarcado todos los ámbitos de la energía: búsqueda,
producción, generación, transporte y distribución y uso final.
Las propuestas más numerosas
han sido las relacionadas con
las energías renovables, con un
44% del total.
Durante el acto de presentación de las propuestas se ha anunciado la apertura de la tercera
convocatoria del Fondo, que incentivará la eficiencia energética
y la bioenergía y permanecerá
abierta hasta el próximo 15 de
noviembre. Esta nueva convocatoria ampliará su alcance para
apoyar también proyectos de investigación, desarrollo y pruebas
de concepto de nuevas ideas. Estos proyectos recibirán un apoyo
de 2.000 euros mensuales durante un año.
energetica
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO
PABLO A. SIMÓN, GABRIEL TÉVAR
ENDESA, S.A.
Almacenamiento energético en las smart grids:
perspectiva del distribuidor
La integración en las redes de distribución de la generación eléctrica dispersa, el vehículo
eléctrico, la telegestión y la respuesta dinámica de la demanda, de forma eficiente e inteligente, y
garantizando siempre la seguridad, la fiabilidad y la calidad del suministro, constituye el principal
reto que afronta la distribución en los próximos años. Esto es lo que venimos en denominar
redes inteligentes o smart grids. Para afrontar este reto, los distribuidores deberán dotarse de
nuevas funciones, nuevas herramientas, centros de control y comunicaciones más potentes,
y nuevos sistemas y procedimientos. Por su parte los reguladores deberán diseñar un marco
normativo que facilite el desarrollo ordenado de todos estos elementos.
S
in duda el almacenamiento es un
recurso más a tener en cuenta en
este nuevo marco y, como ocurre
con otros aspectos del sector eléctrico, el
Regulador tiene por delante la tarea de
definir las relaciones y la normativa que
hace falta para favorecer su desarrollo de
la forma económicamente más eficiente.
Pero, para enfocar bien esta tarea, conviene plantearse previamente algunas cuestiones, tales como las que se apuntan en
este artículo.
Dispositivos de almacenamiento
eléctrico
La energía eléctrica es una forma de energía que permite la transformación de las
energías denominadas primarias, su transporte y su utilización a distancia con unas
pérdidas mínimas. Se utilizan convertidores para su generación (o generadores) y,
de forma simétrica, se utilizan convertidores para su consumo (luminarias, electrodomésticos, motores, etc.).
La energía eléctrica tampoco puede acumularse directamente, sino que se almacena de forma indirecta utilizando para ello
otras fuentes de energía, generalmente,
energía primaria. Así, por ejemplo, las centrales hidráulicas de bombeo convierten la
energía eléctrica en energía potencial de
un volumen determinado de agua, los volantes de inercia realizan la conversión a
energía cinética, etc.
20
Figura 1. Sistemas de almacenamiento de energía en función de su rango de potencia y tiempo de descarga. |
Electricity Storage Association
La energía eléctrica
se almacena de forma
indirecta utilizando para
ello otras fuentes de
energía, generalmente,
energía primaria
Los almacenamientos de energía eléctrica son también convertidores que permiten la conversión en ambos sentidos,
comportándose como generador cuando
transforma la energía primaria almacenada en energía eléctrica y como consumidor
cuando transforma la energía eléctrica en
energía primaria que se puede almacenar.
Con todo, bajo el epígrafe de “almacenamiento” caben múltiples y variados dispositivos y tecnologías, muchas veces con
usos y finalidades bien distintos.
Entre los convertidores que utilizan almacenamiento químico se encuentran:
Baterías de plomo-ácido (Pb-ácido), batería de sulfuro de sodio (NaS), baterías de
níquel-cadmio (Ni-Cd), baterías de níquelenergética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO
hidruro metálico (Ni-Mh), baterías de iónlitio (Li-ion), baterías metal-aire, baterías
de flujo (bromuro de polisulfuro o PSB o
Regenesys, vanadio Redox o VRB, bromuro
de zinc o ZnBr).
También pueden considerarse en esta categoría: Pilas de combustible, (PEM o Proton Exchange Membrane, PAFC o Phosphoric Acid Fuel Cell, AFC o Alkaline Fuel
Cell, SOFC o Solid Oxide Fuel Cell, MCFC o
Molten Carbonate Fuel Cell). En este caso,
en lugar de utilizar energía primaria (química) para el almacenamiento se utiliza el
vector hidrógeno.
Hay convertidores que utilizan el almacenamiento electrostático: Super-condensadores o ultracondensadores electroquímicos.
Y también se almacena la energía primaria en forma de energía magnética en bobinas superconductoras (superconducting
magnetic energy storage – SMES).
Dispositivos de almacenamiento mecánico típicos son: Aire comprimido (CAEScompressed air energy storage), volantes
de inercia (flywheel) y, el más conocido de
todos, el bombeo hidráulico reversible.
¿Todo esto es almacenamiento?
Hay dos variables que permiten la clasificación de los dispositivos de almacenamiento, independientemente de la energía primaria que utilizan para almacenar energía:
la velocidad de conversión, o cómo de rápido es capaz el dispositivo de transformar
la energía primaria en energía eléctrica y
viceversa, y el rendimiento de la misma, o
cuánta energía se pierde en los procesos
de conversión.
El rendimiento, característico de cada
tecnología, es uno de los parámetros que
determinará la viabilidad económica del
proyecto de inversión de un determinado
sistema de almacenamiento.
La velocidad de conversión es también
una característica de la tecnología y determinará fundamentalmente los usos del
sistema de almacenamiento en su interacción con el sistema eléctrico.
Hay almacenamientos que pueden considerarse como auténticos acumuladores
energéticos o ‘storages’, en terminología
anglosajona, mientras que otros almacenamientos pueden ser mejor aprovechados para controlar determinadas variables
del sistema eléctrico. En este caso, y por
energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
Figura 2. El ‘storage’ se planifica para la gestión de la curva de carga. Los sistemas de control de tensión AVCD
deben ser gestionados y de titularidad del distribuidor.
tratarse fundamentalmente de almacenamiento conectado de forma distribuida en
la red eléctrica, los parámetros que pueden llegar a controlarse son parámetros
locales y, entre ellos, el más importante es
la tensión (V) por ser ésta una variable de
control de la calidad del suministro que reciben los consumidores conectados a la dicha red. En lugar de referirse sencillamente
a almacenamiento, en el sector se habla
entonces de controladores automáticos de
la tensión o AVCD.
Distintas funciones o aplicaciones
Para la regulación del sector eléctrico, lo
relevante no es el tipo de tecnología de
almacenamiento sino el “para qué se utiliza”, es decir, la funcionalidad.
Los sistemas de almacenamiento tienen
tres funcionalidades principales:
1. Almacenamiento para la gestión de la
energía
El ‘storage’ puede utilizarse para la optimización de la compra-venta de energía en
el mercado, aprovechando el momento de
mayor exceso de oferta (que observaría los
precios más bajos del mercado) y el del mayor demanda de electricidad (que observaría los precios más altos). Los rendimientos
de la inversión se obtendrían, precisamente,
de la compra de energía cuando el precio
está más bajo y de su venta al sistema nuevamente cuando el precio está más alto.
En este caso, el funcionamiento de uno de
estos dispositivos se rige por la ley del mercado (o de oferta y demanda).
Al aumentar la demanda en las horas
valle y la generación en las horas punta,
el efecto para el sistema eléctrico es equivalente al aplanamiento de la curva de la
demanda, disminuyendo la distancia entre
la punta y el valle.
De esta forma, los generadores pueden
comprar y vender energía en el mercado
mayorista, gracias a los bombeos o los
grandes conjuntos de baterías o acumuladores. También los consumidores pueden
comprar y vender energía mediante pequeñas baterías o utilizando la posibilidad
V2G del vehículo eléctrico.
2. Almacenamiento para proveer servicios
técnicos al sistema
En este caso, el almacenamiento descentralizado puede utilizarse con el fin de
aportar determinados servicios técnicos al
sistema eléctrico, en particular, los denominados servicios de regulación primaria
(control de frecuencia) y servicios de regulación secundaria (reservas rodantes de
generación). Estos servicios son proporcionados al sistema eléctrico por parte de terceros a través de mercados organizados o
como servicio regulado.
Ejemplos de dispositivos de almacenamiento que permiten esta funcionalidad
son por ejemplo los volantes de inercia, los
ultracondensadores y determinados tipos
de baterías.
3. Almacenamiento para el control de la
tensión
El almacenamiento descentralizado
también puede utilizarse para apoyar la
gestión de la red de distribución, procurando servicios especiales que no pueden
ser provistos por mecanismos de mercado
(o que su implementación por mecanismos de mercado es más ineficiente, es
decir, más cara). Entre estos están los siguientes:
s Control de tensión con potencia reactiva, que puede permitir el ajuste de
las variaciones lentas de tensión en las
redes.
21
ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO
s Control de tensión con potencia activa, que puede permitir el ajuste de las
variaciones rápidas de tensión (huecos
de tensión y microcortes, por ejemplo)
Una vez vistas las aplicaciones que pueden tener las distintas tecnologías de almacenamiento, parece bastante claro que
las funcionalidades agrupadas en los apartados Gestión de energía (1) y Servicios
técnicos (2) al sistema alcanzan su máxima
eficiencia al ser provistas por agentes en el
mercado, de acuerdo con los fundamentos de la ley del sector. Los ‘storages’ que
cumplen estas funcionalidades son principalmente, las baterías (incluidas las que se
incorporan en los vehículos eléctricos), las
pilas de combustible, los CAES y los bombeos hidráulicos reversibles.
Sin embargo, la funcionalidad de Control de tensión (3), por afectar al negocio
con características de monopolio natural,
sólo podrá ser provista por el gestor de la
red y su provisión debería ser reconocida
como un coste del sistema. Las baterías de
condensadores y los super y ultracondensadores son AVCD que permitirían la mejora de la calidad de onda, especialmente
en lo que se refiere a huecos de tensión e
interrupciones breves.
Uso y regulación de los
dispositivos de almacenamiento
Es imprescindible que la regulación del
sector eléctrico distinga entre las dos diferentes funcionalidades del almacenamiento, ya que los objetivos en cada caso
son bien distintos. El almacenamiento que
acumula energía para modificar la curva de carga o aportar servicios de ajuste,
actuando en el ámbito del mercado libre
(el almacenamiento propiamente dicho o
‘storage’), y el almacenamiento que puede
proveer ciertos servicios complementarios
regulados al sistema como son el control
de la tensión. Ya se ha señalado que, por
ejemplo, el vehículo eléctrico entraría dentro de la primera categoría en su versión
V2G, al igual que el bombeo y, en general,
todas las baterías. Los ultracondensadores,
por ejemplo, entrarían dentro de la segunda categoría.
En general, la regla sería que los servicios que actúan modificando la curva de
carga y, por tanto, afectando al precio de
la energía, alcanzan su máxima eficiencia
siendo gestionados por los agentes en
22
condiciones de libre mercado. De forma
simétrica, los servicios que actúan modificando características reguladas del servicio
deben ser reconocidos y gestionados por
los agentes sujetos a regulación.
Se crea incertidumbre e inseguridad regulatoria —que es una importante barrera a
la inversión— cuando se mezclan las dos
funcionalidades mencionadas, por ejemplo,
cuando se pretende que los agentes regulados puedan gestionar almacenamiento
eléctrico que podría modificar la curva de
carga y el precio de la energía, actuando en
el propio mercado en posición de dominio
frente a los agentes del mercado precisamente por su carácter de regulado.
Sería deseable
reservar el término de
‘almacenamiento’ para
aquellas tecnologías
que permiten la gestión
de energía o los
servicios técnicos del
sistema
Son los mecanismos de mercado los que
deben determinar cuál será la capacidad
óptima de almacenamiento que dicho
mercado pueda absorber. Intervenir el
mercado mediante la creación de precios
regulados que determinen la gestión de
los almacenamientos eléctricos supondría
una distorsión de consecuencias difíciles
de prever, tanto por el riesgo de sobreinversión en almacenamiento no eficiente
como por el efecto de repulsión de nuevas
inversiones en otras tecnologías de producción.
La obligatoria separación de actividades
debería consolidar que los operadores de
red sólo puedan gestionar los sistemas de
almacenamiento eléctrico cuando éstos no
puedan, ni siquiera potencialmente, alterar el precio de la energía.
Conclusiones
Actualmente, existen múltiples posibilidades de almacenar ciertas cantidades
de energía de forma descentralizada con
diversos fines, dependiendo de su funcionalidad. Surge ahora, por tanto, la necesidad de integrar toda esa energía sin distorsionar el funcionamiento del mercado,
teniendo en cuenta que en este proceso
intervienen tanto agentes que desarrollan su actividad en el mercado libre como
agentes que están sometidos a regulación
y que debe prevalecer una clara separación
entre dichas actividades.
Con estas premisas, es necesario que el
almacenamiento eléctrico o ‘storage’ sea
de titularidad de agentes del mercado. Las
baterías y los bombeos hidráulicos reversibles forman parte de esta categoría porque su funcionamiento afecta directamente a la forma de la curva de demanda y,
por tanto, al precio de la energía eléctrica
en el mercado mayorista. Los AVCD, o Dispositivos de Control de Tensión, proveen
de servicios necesarios para garantizar la
calidad del suministro en el sistema de distribución, que es una de las misiones principales del distribuidor, por lo que deben
pertenecer a los distribuidores. Las baterías
de condensadores y los ultracondensadores pertenecen a esta categoría.
Es fundamental establecer una regulación que cree un marco ordenado que favorezca el desarrollo de las tecnologías de
almacenamiento, que incluya:
s Una definición de la actividad o servicio de almacenamiento propiamente
dicho (‘storage’) como aquella que
puede afectar a la curva de demanda.
s Una declaración de que esta actividad
sea libre, de tal forma que sea incompatible que las instalaciones asociadas
sean de titularidad de sujetos que desarrollen actividades reguladas.
s Una definición de los parámetros técnicos a partir de los cuales las tecnologías de conversión de energía pasan a
ser consideradas como almacenamiento a efectos regulatorios.
Así mismo, en adelante, con el objeto de
evitar confusión en el desarrollo regulatorio
y normativo, sería deseable utilizar una nomenclatura más ajustada a la aplicación y
funcionalidad de los distintos tipos de convertidores de energía, reservando el término de ‘almacenamiento’ para aquellas tecnologías que permiten la gestión de energía
o los servicios técnicos del sistema, y AVCD
para los dispositivos de control de tensión
propios de los operadores de redes energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
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ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO
IBERDROLA INGENIERÍA Y CONSTRUCCIÓN
Iberdrola Ingeniería desarrolla el
proyecto internacional de I+D SIRBATT
Esta pionera iniciativa busca crear un nuevo sistema de baterías de altas prestaciones para el
almacenamiento de energía eléctrica. La tecnología elegida para ello es la de baterías de litio-ion
y se estudiará su aplicación en grandes centrales de generación de energía.
I
berdrola Ingeniería, junto a un destacado grupo de empresas y centros de
investigación internacionales, acaban
de poner en marcha el proyecto europeo
de I+D denominado SIRBATT.
La iniciativa, que ha sido presentada por
los socios en unas jornadas celebradas
en Aveiro (Portugal), tiene como objetivo
crear una batería de altas prestaciones
para el almacenamiento de energía eléctrica.
Para ello, se van a utilizar baterías de litioion, la tecnología más prometedora en la
actualidad en el sector del almacenamiento energético a gran escala. El objetivo
último de SIRBATT es obtener diseños de
baterías con mayor durabilidad y mejores
prestaciones, mediante la mejora química
de los componentes del electrolito.
En el marco de este proyecto, Iberdrola
Ingeniería va a estudiar la utilización de las
baterías como sistemas de respaldo en entornos de altas exigencias, como las grandes centrales de generación de energía
(centrales nucleares, hidráulicas, etcétera).
También se va a analizar su utilidad como
respaldo a la integración de las energías
renovables.
SIRBATT es un proyecto cofinanciado por
la Unión Europea dentro del VII Programa
Marco y tiene un presupuesto total de 4,5
millones de euros. Para desarrollar todas
su actividades, el proyecto cuenta con la
participación de 12 socios, entre los que
se encuentran seis universidades, un instituto de investigación y cinco empresas,
liderados por la Universidad de Liverpool,
de siete países europeos, Reino Unido,
Figura 1: Tecnologías de almacenamiento de energía en función de su tiempo de descarga y capacidad de
almacenamiento y su potencial aplicación en el sistema eléctrico. Fuente: Memoria proyecto SIRBATT.
24
Alemania, Francia, Polonia, Italia, Portugal
y España, que constituyen un consorcio
equilibrado entre los objetivos académicos
del proyecto y la aplicación práctica de los
resultados.
Almacenamiento de energía y el
proyecto SIRBATT
Las tecnologías de almacenamiento de
energía permitirán dar un salto cualitativo en algunos de los grandes retos que se
plantean para la energía en la próxima década. La aplicabilidad de instalaciones de
almacenamiento a distintos entornos del
sistema eléctrico es muy amplia:
s Sistemas de respaldo de energía para
instalaciones críticas (centrales hidráulicas, nucleares, etc.)
s Sistemas de estabilización de la red
eléctrica de media y baja tensión, mediante equipos de almacenamiento
integrados en las subestaciones eléctricas y centros de transformación
s Grandes centros de almacenamiento
de energía como elementos de regulación de potencia y frecuencia, para
equilibrar las discrepancias entre generación y consumo (en este grupo se
incluirían las centrales reversibles de
bombeo, actualmente el 99% de la
capacidad de almacenamiento a nivel
mundial)
s Sistemas de apoyo para la integración
de renovables, con una generación de
energía intrínsecamente intermitente.
Existe un consenso generalizado en que
la utilización de almacenamiento puede
suponer un cambio importante y una mejora significativa en los sistemas eléctricos.
A modo de ejemplo, se puede citar la conenergética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO
vocatoria por la California Public Utilities
Commission para desplegar 1,3 GW antes
de 2020 para apoyo del sistema eléctrico
del estado.
Para lograr estos objetivos existe un amplio abanico de tecnologías en distintas
fases de desarrollo: baterías, volantes de
inercia, SME, sistemas CAES, etc. Estas
tecnologías se clasifican habitualmente
en función de su tiempo de respuesta y
de su capacidad de almacenamiento. Dependiendo principalmente de estas dos características, cada tecnología es apropiada
para una aplicación del sistema eléctrico.
Como resumen de esta visión general se
obtienen gráficos como los de la Figura 1.
En el centro de la figura 1 aparecen distintas tecnologías de almacenamiento en
baterías, que se caracterizan a su vez en
función de durabilidad, número de ciclos
de descarga, pero sobre todo en función
de su eficiencia, que mide las pérdidas de
energía en los procesos de transformación
entre energía eléctrica y electroquímica (a
menores pérdidas, mayor eficiencia). Las
baterías de litio-ion además de cubrir un
amplio rango de aplicación, ofrecen muy
buenas propiedades. Un esquema de funcionamiento de estas baterías se muestra
en la figura 2.
No obstante, existen ciertas barreras que
se deben superar para que las baterías de
litio-ion puedan ser adoptadas de forma
genérica: potencia, tiempo de vida, seguridad y coste. La química del litio y del ion
de litio ofrece importantes ventajas sobre
otras tecnologías en los cuatro aspectos.
Dentro del proyecto SIRBATT se van a acometer estudios teóricos para potenciar los
cuatro aspectos:
s Potencia: Los materiales del electrodo
se van a diseñar de forma que permitan una rápida difusión de los iones en
la estructura y unos tiempos de carga/
descarga pequeños
s Tiempo de vida: mediante mejoras en
el interface entre el electrodo y el electrolito, y optimizando el intefase sólido
del electrolito, cuya degradación reduce el tiempo de vida de las baterías
s Seguridad: se pretende mejorar la seguridad de las baterías mediante el
diseño de microsensores que permitan
una monitorización óptima de las mismas
s Coste: se tiene siempre en mente que
energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
Figura 2: Esquema de una batería de litio-ion. Fuente: Memoria proyecto SIRBATT.
para aplicaciones grandes el coste será
siempre limitativo, por lo que se buscarán las soluciones más rentables
Además de las mejoras tecnológicas de
las baterías que persigue el proyecto SIRBATT, se quiere garantizar la aplicabilidad
de las mismas en entornos de ejecución
real. Por ello, dentro del alcance de Iberdrola Ingeniería se va a analizar la utilidad
de estos desarrollos en una de las aplicaciones posibles como los citados sistemas
de respaldo en plantas de generación,
como centrales nucleares. Para ello, se van
a realizar simulaciones de rendimiento de
las baterías adaptadas a los requerimientos
de funcionamiento exigentes de este tipo
de plantas.
Este proyecto muestra la implicación de
la filial de Iberdrola en el desarrollo de
nuevas tecnologías de I+D en el sector
eléctrico. De hecho, Iberdrola Ingeniería
es en estos momentos, por sus capacidades tecnológicas, una de las ingenierías de referencia en el sector energético
mundial.
Iberdrola Ingeniería, cuya sede radica en
la localidad vizcaína de Erandio, es una de
las compañías más internacionales de su
sector, con presencia en cerca de 40 países. La principal actividad de esta filial es
realizar trabajos llave en mano, tanto para
otras sociedades del grupo como para terceros, en las áreas de generación, nuclear,
redes y energías renovables Miembros del proyecto SIRBATT.
25
ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO
MÓNICA SÁNCHEZ
CENTRO NACIONAL DEL
HIDRÓGENO (CNH2)
Desarrollo de sistemas de producción de hidrógeno
energético por generación alcalina: proyecto DESPHEGA
El proyecto DESPHEGA trabaja en el desarrollo de electrolizadores de tecnología alcalina de
alta potencia y alta eficiencia, para la producción de hidrógeno a partir de fuentes de energía
renovables, y en particular de la energía eólica, con capacidad de operación en condiciones
variables de potencia y sin perjuicio del rendimiento, vida útil, y pureza de los gases producidos.
L
as energías renovables y la eólica en
particular son una de las principales
alternativas para afrontar muchos
de los desafíos que se plantean a futuro
como mitigar el cambio climático mediante la reducción de emisiones de gases de
efecto invernadero, reducción de la fuerte
dependencia energética con otros países y
el desarrollo de tejido industrial nacional.
La energía eólica tiene cada vez más relevancia dentro de los sistemas eléctricos,
en especial en los casos de algunos países
europeos donde su impacto dentro de la
red cada vez es más considerable.
En concreto, España tiene un gran potencial para las energías renovables debido
a su situación geográfica privilegiada respecto a otros países de la Unión Europea
y a un avanzado desarrollo de estas tecnologías especialmente en el sector de la
energía solar y eólica. En los últimos años,
la evolución de las energías renovables ha
sido ascendente, duplicando su producción hasta representar más del 30% de la
producción energética nacional.
Sin embargo, hay que tener en cuenta
que actualmente, el sistema energético
español no está diseñado para la entrada
masiva de estas fuentes de energía, ya que
el aumento en el uso de energías renovables trae ventajas pero también ciertas
complicaciones. Entre ellas, la propiedad
aleatoria en la generación de energía, que
dificulta su ajuste, requiriendo el empleo
de sistemas de almacenamiento energéticos potentes y flexibles, de manera que se
hace cada vez más necesario el desarrollo
de nuevas tecnologías que garanticen el
suministro y aumenten la fiabilidad.
La producción de hidrógeno mediante
electrolisis a partir de energías renovables
se presenta como una tecnología cada vez
26
Sistema electrolisis alcalina 50 kW.
más prometedora, capaz de facilitar esta integración con las energías renovables y de
resolver así el problema de la intermitencia
y variabilidad de estas, ofreciendo la posibilidad de almacenar y transportar la energía.
En términos generales, un electrolizador
consiste en una serie de celdas electroquímicas (stack de electrolisis) donde se lleva
a cabo la reacción electrolítica, mediante la
aplicación de una corriente continua, que
provoca la ruptura de la molécula del agua
con la consiguiente generación de oxígeno e hidrógeno gaseosos en los correspondientes electrodos de la celda.
Aunque los sistemas de electrolisis alcalinos son una tecnología bien conocida en
el sector industrial y es utilizada en grandes instalaciones de fertilizantes o en industrias petroquímicas para la producción
de hidrógeno con fines químicos, la utilización de dicha tecnología en aplicaciones
renovables requiere un desarrollo tecnológico que permita que los electrolizadores
normalmente diseñados para trabajar en
regímenes de potencia continuos, puedan
operar de forma eficiente, económica y
segura en entornos de potencia variable,
propios de fuentes de energía renovables
y en el orden de megavatios, complementando a grandes parques eólicos o plantas
de generación fotovoltaica de este orden
de magnitud.
Actualmente, no existen electrolizadores
comerciales que estén específicamente diseñados y optimizados para su funcionamiento acoplado a energías renovables y
si nos centramos en el mercado español,
no existe ningún proveedor de electrolisis
alcalina, ni un tejido industrial desarrollado
en torno a esta tecnología.
Atendiendo a esta situación, parece obvia la necesidad, a nivel nacional, de desarrollo de electrolizadores de tecnología
alcalina de alta potencia y alta eficiencia,
para la producción de hidrógeno a partir
de fuentes de energía renovables, y en
particular de la energía eólica, con capacidad de operación en condiciones variables
de potencia y sin perjuicio del rendimiento,
vida útil, y pureza de los gases producidos.
Éste es el objetivo del proyecto DESPHEGA: avanzar en el desarrollo de una tecnología clave en el ámbito del hidrógeno de
forma que se pueda iniciar su comercialización en el mercado, ayudando a posicionar a la industria española en un escenaenergética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO
rio energético basado en el hidrógeno. La
iniciativa está liderada por la empresa Acciona Energía junto con Ingeteam Power
Technology, la Fundación de Hidrógeno de
Aragón y el Centro Nacional del Hidrógeno y financiada por el Ministerio de Economía y Competitividad en su convocatoria
INNPACTO 2010.
Innovación y logros alcanzados
Desde el 2010 y durante los tres años de
vida que lleva el proyecto, todos los miembros del consorcio han trabajado de forma
conjunta y coordinada para alcanzar con
éxito los diferentes logros del proyecto,
investigando a través de toda la cadena
industrial de desarrollo de un electrolizador (materiales, arquitectura del stack y
balance de planta) con un doble objetivo:
la consolidación del diseño a escala real y
la industrialización de los procesos.
La primera de las líneas de trabajo se ha
centrado en el desarrollo de materiales y
componentes de celdas electrolíticas (electrodos, catalizadores y membranas), con el
objetivo de mejorar su eficiencia y aumentar su vida útil. Se ha dedicado especial
interés dentro del proyecto al estudio de
las membranas que separan los electrodos
de las celdas, ya que se consideran una
pieza clave en la electrolisis alcalina al tener una influencia determinante sobre el
rendimiento y eficiencia del proceso. Las
membranas deben presentar no solo una
alta resistencia a la corrosión en ambientes alcalinos y fuertemente oxidantes, sino
también permitir una buena transferencia
de cargas, evitando en todo momento el
‘crossover’ de especies entre el compartimiento anódico y el catódico, es decir la
difusión de hidrógeno en oxígeno y viceversa. Esto último, disminuye la pureza de
los gases generados y puede llegar a crear
concentraciones de mezclas gaseosas potencialmente explosivas. El desarrollo de
estas membranas específicas para electrolisis alcalina se inició en el proyecto CENIT
SPHERA y se ha continuado durante el Innpacto DESPHEGA, contando con la colaboración como entidad subcontratada de
la Universidad de Zaragoza. Como muestra de la relevancia de dichas mejoras hay
que decir que se ha presentado la solicitud
de la patente PCT/ES2011/070884.
En la segunda fase del proyecto, se ha
diseñado y optimizado la arquitectura del
energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
A la izquierda, instalaciones del CNH2 desarrolladas en el proyecto DESPHEGA: banco de ensayos de caracterización de membranas. Derecha: banco de ensayos de stacks de electrolisis alcalina.
stack (apilamiento de celdas electroquímicas conectadas en serie) de electrolisis,
mejorando su fabricabilidad así como su
funcionalidad y rendimiento. Durante esta
fase se han desarrollado varios prototipos
que han sido sometidos a una completa
etapa de caracterización y validación del
funcionamiento. Dicha etapa se ha basado
en operar cada uno de los stacks un mínimo
de 500 horas en continuo tanto en condiciones nominales como en condiciones simuladas de perfiles de energías renovables.
Además, los sistemas han sido sometidos
a protocolos de ensayo de vida acelerada
basados principalmente en ciclos rápidos
de encendidos y apagados, permitiendo así
analizar los puntos críticos de degradación.
Fruto de este esfuerzo, se ha presentado la
solicitud de patente PCT/ES2011/070890.
Por último, como tercera línea de trabajo,
se ha llevado a cabo el estudio y optimización de los diferentes componentes claves
del balance de planta. Aunque el stack de
electrolisis se puede considerar el corazón
del sistema ya que en él se llevan a cabo las
reacciones electroquímicas, para conseguir
un funcionamiento adecuado es necesario
una serie de subsistemas que den soporte a
dicho stack. Entre ellos cabe destacar el trabajo realizado en el diseño de los depósitosseparadores, la gestión térmica del stack y
el sistema de purificación de hidrógeno,
que influyen directamente en la eficiencia y
seguridad del electrolizador.
En base a todo este trabajo, el proyecto ha
culminado con éxito la construcción de un
primer prototipo de sistema de electrolisis
alcalina de 50 kW nominales, y capaz de
alcanzar los 90 kW, el cual ha sido validado
satisfactoriamente y demostrado su funcionamiento frente a perfiles de cargas variables durante varios meses de operación.
El papel del CNH2
El Centro Nacional del Hidrógeno (CNH2)
como instalación cientifico-técnica singular
(ICTS) dedicada en exclusividad a la investigación y desarrollo de las tecnologías del hidrógeno y las pilas de combustible en España
ha tenido un papel clave dentro del proyecto
DESPHEGA, enfocado principalmente a la
experimentación y validación de los prototipos a diferente escala que han sido llevados
a cabo en el marco del proyecto.
Para llevar a cabo esta actividad ha sido
necesario desarrollar, por parte del CNH2,
una serie de instalaciones y bancos de
ensayo diseñados específicamente para
los objetivos del proyecto, asegurando en
todo momento la seguridad del ensayo y
la reproducibilidad de los resultados. (fotos
de las instalaciones)
En conclusión, el proyecto DESPHEGA
ha conseguido un desarrollo tecnológico
nacional muy importante hasta ahora, con
avances notables en diferentes actuaciones y desarrollos en una de las tecnologías
que se consideran claves para sector energético. Sin embargo, queda por delante
mucho camino por recorrer hasta alcanzar
las potencias y requerimientos exigidos por
el mercado de generación de electricidad
y hasta crear un mercado que lleve a un
uso cotidiano de estas tecnologías, lo que
implicará aumentar en próximos años los
medios y recursos dedicados a este fin 27
ALMACENAMIENTO ENERGÉTIC0
GABRIEL GARCÍA, SILVIA JIMENO, MIKEL SANTAMARÍA, RAQUEL GARDE, MÓNICA AGUADO
DPTO. INTEGRACIÓN EN RED DEL CENTRO NACIONAL DE ENERGÍAS RENOVABLES (CENER)
Operación de una batería de flujo
en la microrred de CENER
Gracias a la correcta operación de la batería de flujo instalada por CENER en su microrred ATENEA
(en Sangüesa, Navarra), el intercambio de energía con la red es casi nulo cuando se opera la
microrred en este modo, tal y como ya ha demostrado una de las simulaciones realizadas. De
esta manera, la microrred puede funcionar de un modo prácticamente autosuficiente, cubriendo
las demandas eléctricas conectadas gracias a la gestión de la generación renovable existente.
E
l desarrollo de las energías renovables marca la transición hacia un
modelo energético más eficiente,
fiable, seguro y respetuoso con el medio
ambiente basado en una generación distribuida con un mayor aprovechamiento
de recursos locales y un acercamiento de
los consumidores a la generación, permitiendo una participación más activa en el
sistema energético. Sin embargo, la variabilidad y limitada predictibilidad de las
renovables suponen un problema para la
operación del sistema y en consecuencia
una barrera para su penetración masiva.
Los sistemas de almacenamiento se postulan como una solución para amortiguar
la variabilidad de las energías renovables y
acercar su comportamiento al de una central convencional con capacidad de regulación. En la actualidad, existen numerosas
tecnologías de almacenamiento, entre las
cuales se encuentran las baterías de flujo
redox (RFB Redox Flow Battery).
Las baterías de flujo están basadas en el
uso de electrolitos líquidos almacenados en
tanques, que se bombean a través de un
reactor para entregar energía o almacenarla. Por su propia naturaleza se trata de una
tecnología muy flexible, de respuesta muy
rápida, con poco impacto ambiental y con
un potencial importante para reducir los
costes. Por todos estos motivos, las baterías
de flujo redox aparecen como una opción
emergente muy prometedora para el almacenamiento estacionario en general y para
las aplicaciones renovables en particular.
Entre los sistemas de generación distribuida con un gran potencial en aplicacio-
28
Microrred ATENEA, desarrollada por CENER en su
centro ubicado en Sangüesa (Navarra).
Batería de flujo de Vanadio. Microrred ATENEA.
nes aisladas, electrificación rural, comunidades remotas, telecomunicaciones, etc.
se encuentran las microrredes, plantas que
comprenden sistemas de generación renovable y convencional, sistemas de almacenamiento de energía, cargas de distinta
naturaleza (de tipo residencial, industrial,
vehículos eléctricos, etc.) y un control inteligente de gestión de la energía en tiempo
real.
CENER (Centro Nacional de Energías Renovables) dispone en su centro ubicado en
Sangüesa (Navarra) la microrred ATENEA.
Los objetivos principales que se persiguen
con esta planta son por una parte demostrar la viabilidad de este tipo de plantas me-
diante el suministro de energía eléctrica a
cargas reales (iluminación de las oficinas del
Laboratorio de Ensayo de AerogeneradoresLEA de CENER, y el alumbrado del polígono
donde se encuentra instalada), tratándose
de una microrred orientada a un uso claramente industrial. Por otra parte, pretende
servir de plataforma de ensayos para equipos de generación, almacenamiento, electrónica de potencia, sistemas de control, comunicaciones y protección de microrredes.
Objetivos
El objetivo principal del trabajo que aquí se
presenta es caracterizar el comportamiento real de la batería de flujo de vanadio
(VRB) instalada en la microrred ATENEA.
Para ello, en primer lugar, se ha desarrollado un modelo estándar de simulación en
MatLab/Simulink basado en la electroquímica básica parametrizado para esta batería, pero que puede ser escalado o modificado para obtener simulaciones de otras
baterías de flujo.
Posteriormente se ha validado el modelo, comparando el funcionamiento real del
equipo con los resultados de las simulaciones y ajustando los parámetros necesarios
para que el modelo describa correctamente las especificaciones del equipo.
Este modelo forma parte de una plataforma de simulación desarrollada en el
departamento que contiene todos los
componentes de la microrred y que nos
permite diseñar, simular y posteriormente
validar en condiciones reales, estrategias
de control que permitan optimizar la gestión de la energía en la microrred.
energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
ALMACENAMIENTO ENERGÉTIC0
Operación de la batería en la microrred.
Desarrollo del modelo
El modelo de la batería de flujo tiene que
albergar los diferentes parámetros que hacen que la VRB se comporte de un modo
u otro, tales como potencia nominal, capacidad de almacenamiento, eficiencia del
sistema, consumo de auxiliares, etc.
El modelo está definido por una fuente
de tensión controlada, dependiente del estado de carga, por una fuente de corriente
dependiente de la potencia, y por las resistencias que simulan los sobrepotenciales
de activación, de concentración, iónico y
las pérdidas por conducción. Los valores
de estas resistencias se ajustan con los ensayos realizados a la batería real, ya que los
porcentajes de pérdidas que se citan en los
artículos científicos varían en función del
fabricante y modelo de stack.
R=f(SoC1) y V=f(SoC) son variables clave para el ajuste del modelo que se han
calculado de forma experimental a partir
de los ensayos realizados en la instalación
real. Teniendo en cuenta que dependen
de valores que no son iguales para todas
las baterías como la concentración del
electrolito, características de los materiales, arquitectura de la celda, etc., no se
pueden determinar teóricamente, ni pueden extraerse de la literatura existente. En
consecuencia, se ha optado por introducir
dichas variables de manera empírica.
Por último, deben añadirse al modelo
las pérdidas debidas al convertidor y los
consumos auxiliares, compuestos principalmente por las bombas de circulación de
electrolito y la bomba de calor que regula
la temperatura del sistema.
Como puede observarse en las figuras,
el modelo se ajusta correctamente al com1 SoC- State of Charge
energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
Validación del modelo en a) carga y b) descarga.
portamiento de la batería tanto en carga
como en descarga por lo que puede integrarse en el modelo global de la microrred.
Demostración de uso del modelo
en el sistema real
El objetivo de disponer de un modelo de
la microrred es el de poder optimizar las
estrategias de control con simulaciones de
largo recorrido, previamente a su implementación en el sistema de control de la
instalación real.
La metodología desarrollada consiste en
la utilización de registros reales de recursos renovables disponibles, y de perfiles de
consumo que reflejen el funcionamiento
diario de la microrred. A continuación, se
define en la plataforma de simulación la
configuración de la microrred que interesa
simular, escalando las potencias y capacidades a los valores correspondientes. Por
último, se introduce la estrategia de gestión y toma de decisiones que se desea estudiar como alternativa para el control, ya
sea de la microrred ATENEA o de cualquier
otra planta que se desee analizar.
En la figura podemos observar un ejemplo de funcionamiento real de la batería
de flujo junto con la correspondiente simulación del modelo. En este caso, se trata
de un ensayo de cuatro días en el que se
incluían la generación fotovoltaica y eólica,
así como las cargas habituales conectadas
a la microrred, es decir, la iluminación del
LEA y la iluminación del polígono industrial
en el que está localizada.
El perfil de generación fotovoltaica es fácilmente identificable en la figura, dado que
supone la principal aportación a la energía
almacenada. Por otra parte, la alta variabilidad de la generación eólica también queda
reflejada en el perfil de carga/descarga de la
batería dado que se ajusta correctamente a
sus variaciones. Por último, cabe destacar la
curva de potencia suministrada por la batería durante las horas nocturnas para cubrir
las cargas debidas a la iluminación.
Gracias a la correcta operación de la batería de flujo, el intercambio de energía
con la red es casi nulo cuando se opera la
microrred en este modo, tal y como fue el
resultado de la simulación en este caso. De
esta manera, la microrred puede funcionar
de un modo prácticamente autosuficiente,
cubriendo las demandas eléctricas conectadas gracias a la gestión de la generación
renovable existente.
Conclusiones
A la vista de los resultados obtenidos en
el trabajo puede concluirse que:
s El modelo de la batería de flujo de vanadio, desarrollado a partir de las ecuaciones que rigen su comportamiento,
es aplicable a cualquier sistema de este
tipo y se ajusta con un error menor del
1% a los valores reales de las variables
de la VRB.
s El modelo global de la microrred es
una plataforma de simulación versátil
capaz de simular correctamente el funcionamiento de la planta a partir de los
modelos individuales de los equipos.
s La plataforma permite simular sistemas
con diferentes configuraciones y tamaños de equipos. Igualmente, los perfiles de demanda pueden ajustarse a los
del sistema que se desee analizar.
s La plataforma puede simular rápidamente diferentes estrategias de control y la microrred permite validarlas
e identificar cuál proporciona mejores
resultados para el funcionamiento del
sistema completo 29
ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO
SMA SOLAR TECHNOLOGY
Almacenamiento flexible
de energía solar fotovoltaica
La energía solar es muy útil, y más aún cuando es consumida en el acto, sobre todo al mediodía,
donde la producción solar es máxima. SMA en este caso se ocupa de gestionar la energía solar
producida y gracias al SMA Smart Home se asegura que determinados consumidores del hogar
se enciendan en el momento de máxima producción fotovoltaica.
Sistema Smart Home
P
ero, ¿qué ocurre por las noches o a
aquellas horas donde no existe radiación? En este caso y gracias de
nuevo al sistema de almacenamiento flexible de SMA, se puede almacenar la energía.
Al mediodía los sistemas fotovoltaicos
están en pleno funcionamiento, es en ese
momento cuando se produce el máximo
de energía solar fotovoltaica. El resultado
es que al final tenemos un exceso de oferta de energía fotovoltaica que no aprovechamos e inyectaríamos a la red de suministro, la cual está llegando a sus límites de
capacidad. La solución es hacer que este
“exceso” de energía se pueda utilizar más
adelante, y luego consumirse y que todo
ello ocurra dentro del hogar.
Kit de herramientas de tecnología
modular
El sistema de almacenamiento flexible SMA
incluye todos los componentes necesarios
30
para que el usuario pueda ser cada vez más
independiente de la red eléctrica y no depender de los aumentos en los costes de
la energía. El inversor Sunny Island 6.0H-10
asume, junto a la batería, la función de almacenamiento de energía. Además se le ha
añadido una nueva función que asegurará
el funcionamiento de los consumidores incluso en caso de caída de red.
El Sunny Home Manager es el centro de
control. A través de algoritmos inteligentes y la incorporación de unas previsiones
de producción fotovoltaica, se pueden
programar y controlar cargas gestionables
como la lavadora o el lavavajillas.
El Sunny Home Manager trasmite los datos de la producción fotovoltaica al Sunny
Island, con el fin de administrar la energía
necesaria procedente de las baterías a los
consumidores cuando lo necesiten.
A través de la interfaz de SMA, el Sunny
Portal, se puede parametrizar, monitori-
zar y visualizar el sistema. Los enchufes
de SMA hacen que el sistema de almacenamiento sea completo, ya que miden el
consumo de la carga que tienen conectada, y la controlan mediante señal de
radio.
Aumenta de cuota de
autoconsumo hasta el límite de
las baterías
Con el sistema de almacenamiento flexible
de SMA, la cuota de autoconsumo de los
hogares puede aumentar hasta alcanzar el
límite de las baterías. Esto alivia las redes,
hace que la energía solar sea más económica y que los propietarios de las plantas
fotovoltaicas consigan no estar tan afectados por los aumentos en los costes de la
energía. Adicionalmente, SMA está desarrollando el Sunny Boy 5000 Smart Energy,
un nuevo inversor con batería incluida y el
primero en su categoría energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO
POWER ELECTRONICS
La integración de renovables en redes de distribución débiles
abre la ventana para el almacenamiento a gran escala
Desde hace décadas el almacenamiento a pequeña escala con baterías es una realidad en miles
de hogares y comercios. Sin embargo, la instalación de sistemas de almacenamiento a gran
escala (>1MWh) no había dado el salto de los proyectos experimentales o militares a los proyectos
comerciales. Unas férreas y exigentes condiciones de conexión a red para plantas de generación
de energías renovable en países con redes de distribución débiles como Puerto Rico o Hawaii, han
creado una lanzadera para este sector dominado por actores europeos y coreanos.
E
n estos últimos meses se está
librando una batalla tecnológica en el desarrollo y modelado matemático del equipamiento que
conforma una planta de este tipo. Carrera que finaliza con la obtención de
los primeros proyectos experimentales
que permitirán posicionarse a los más
ágiles, dando confianza a un mercado
todavía escéptico sobre la fiabilidad de
estos sistemas.
Los principales componentes de una
planta fotovoltaica equipada con almacenamiento y medición en el punto
de interconexión son: el controlador
principal (Freesun PPC), el inversor bidireccional (Freesun PCS) y el inversor
fotovoltaico (Freesun HEC).
Freesun PPC es el gestor principal de la
planta, encargado de monitorizar el punto
de interconexión (POI), interactuar con el
operador de red o sistema SCADA, y a su
vez gestionar las consignas de los inversores
fotovoltaicos y de baterías. De este modo,
se asegura en todo momento que los requerimientos en el punto de interconexión
se cumplen. Entre los más exigentes se encuentran el Frequency Regulation System
(FRS) y Ramp Rate Control (RRC). El FRS se
articula en un algoritmo que regula la inyección de potencia activa de los inversores
en función de la frecuencia, evita la sobre o
sub producción en un determinada red que
provoca un aumento o disminución de la
frecuencia respectivamente. El RRC trata de
evitar variaciones bruscas de potencia acti-
energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
va. Comúnmente el operador del sistema
establecen un cambio máximo de entre un
5% y un 20% de la potencia por minuto.
Este requerimiento determina en la mayoría
de los proyectos el tamaño y la tecnología
del sistema de baterías. Power Electronics
pone a disposición de sus clientes una simulación exhaustiva de la planta durante un
año con los datos reales de radiación. Esta
simulación permitirá determinar el dimensionamiento óptimo del sistema.
En la actualidad el mercado ofrece multitud de tecnologías de baterías pero las
que más se adaptan a los requerimientos
de una planta fotovoltaica y con probada
fiabilidad son las soluciones en ion-litio o
de litio-polímero (SLPB) desde 2C a 4.2C.
Los fabricantes optan por soluciones de
intemperie o contenedores marítimos
adaptados de 20 o 40 pies con una capacidad de hasta 1,7MWh.
El sistema de baterías se conecta al
inversor Freesun PCS que realiza la carga y descarga conforme a las instrucciones del Freesun PPC y el “Battery
Management System” (BMS). Freesun
PCS de Power Electronics es una solución flexible en potencia (125kVA
– 1800kVA), en rango de tensiones
CC y en comunicaciones. Esto le hace
compatible con todos los fabricantes
de baterías del mercado, y ofrece al
cliente la solución más competitiva
para cada proyecto.
Power Electronics, mediante el lanzamiento de Freesun PCS y Freesun PPC,
se posiciona en el mercado como uno de
los pocos fabricantes a nivel mundial que es
capaz de ofrecer una solución integral para
proyectos fotovoltaicos a gran escala con
almacenamiento. La compañía cuenta en
sus instalaciones de Paterna con una planta
a pequeña escala con un almacenamiento
de 106kWh y una capacidad de descarga
de hasta 4,2C que valida los modelos matemáticos disponibles en múltiples plataformas como PSS/E Siemens, ORCAD PSpice,
PS cad, Aspen, PSIM, Matlab Simulink o
DigSILENT.
Los productos de Power Electronics están
aprobados por los principales agentes operadores de red en todo el mundo, permitiendo a sus clientes ahorrar su energía para
las cosas que realmente importan… 31
ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO
SALVADOR OSORIO - MARKET MANAGER
SANIDAD E INDUSTRIA DE CIAT
GEMA MARTÍNEZ – EQUIPO PRESCRIPTOR CIAT
Acumulación de frío mediante PCM
El almacenamiento de energía se presenta como una técnica eficaz para hacer frente a las
necesidades de refrigeración de los edificios, y combinado adecuadamente con el resto del
sistema de generación de frío, permite reducir los costes de explotación y las emisiones de CO2
a la atmósfera.
P
or lo general, los edificios no presentan una demanda constante de
refrigeración, sino que responden a
un perfil de carga variable en el cual solo
en periodos de tiempo muy reducidos esa
demanda alcanza su valor máximo. Se estima que el tiempo medio de funcionamiento a plena carga de los equipos de producción es únicamente del 1,4%. El resto del
tiempo el valor de la demanda se reduce y
los equipos no necesitan funcionar a plena
carga. Por lo tanto, si los equipos de generación de frío se dimensionan para la máxima demanda del edificio, la mayor parte
del tiempo estarán funcionando a carga
parcial y el sistema estará inútilmente sobredimensionado.
Acumulación de energía
Una manera eficaz de optimizar esta situación es desacoplar la producción y el consumo de energía, de forma que se puedan
aprovechar los periodos diarios de no uso
de la instalación para producir y almacenar la energía necesaria para satisfacer los
picos de demanda. Al contrario de los tramos horarios en los que la demanda de refrigeración es máxima, dichos periodos de
inactividad de la instalación corresponden
con tramos de tarifas eléctricas más favorables y con una generación de energía
más limpia y que implica menos emisiones
de CO2 a la atmósfera.
De este modo, los equipos de producción
se podrán seleccionar sólo para cubrir una
parte de la demanda total de la instalación,
y a su vez, esos mismos equipos se utilizarán para generar energía durante la noche,
que será almacenada para su uso posterior en periodos de máxima demanda. En
esas condiciones se puede conseguir una
reducción entre un 30% y un 70% en el
tamaño de los equipos y sus periféricos.
32
Como consecuencia de todo ello se obtendrá un ahorro en la factura energética,
así como la reducción de la potencia eléctrica contratada y de la acometida eléctrica.
Además, los equipos de producción funcionarán de una forma más constante, con un
menor número de arranques y paradas, por
lo que tendrán mayor durabilidad.
Los costes de explotación disminuyen de
forma considerable por todo ello, debido
también a unos menores costes de mantenimiento, ya que la instalación es de menor tamaño y el sistema de acumulación
no necesita operaciones de mantenimiento específicas.
Desde el punto de vista medio ambiental, el desplazamiento de parte de la producción de energía a tramos horarios valle,
implica menores emisiones de CO2 a la atmósfera. Por otro lado, al ser los equipos
de producción de menor tamaño y al utilizar el agua como fluido de transporte de
la energía, la cantidad de refrigerante en
la instalación es menor. Todo ello supone
una reducción del TEWI entre un 20% y
un 40%.
Acumulación con materiales de
cambio de fase (PCM)
Existen distintas técnicas de almacenamiento de frío. La más sencilla es el almacenamiento sensible (agua fría líquida),
pero a la vez la menos interesante, ya
dispone de una baja densidad de acumulación (6-10 kWh/m3) lo que implica la necesidad de utilizar grandes volúmenes con
importantes requerimientos de espacio y
un elevado peso. Todo ello implica que el
sistema estará expuesto a mayores pérdidas de calor y además la energía no podrá
ser liberada a una temperatura constante.
Por el contrario, el almacenamiento de
tipo latente pone en juego todo el calor de
cambio de fase, siendo la densidad de acumulación mucho más elevada (93 kWh/
m3). Los volúmenes de almacenamiento se
reducen de forma considerable (de 6 a 10
veces) y la energía se libera siempre a temperatura constante.
Una de las técnicas más habituales para
realizar la acumulación de energía es mediante materiales de cambio de fase (PCM),
en la que el almacenamiento se hace por
congelación de unos nódulos que contienen en su interior una solución salina y
que se alojan en unos depósitos al efecto.
La sal contenida en los nódulos favorece
el inicio de la cristalización del líquido, iniciándose la misma a una temperatura superior que en el caso de utilizar agua pura.
Estos nódulos permiten acumular con un
rango de temperaturas desde 0º C hasta
-33º C, gracias a las diferentes composiciones de las sales contenidas.
Los nódulos se almacenan en el interior de tanques de acero, calorifugados
y presurizados. Dichos tanques pueden
instalarse en diferentes disposiciones (en
horizontal, vertical e incluso enterrados).
Aproximadamente el 60% del volumen
está ocupado por los nódulos, siendo el
volumen restante el espacio por el que discurre el agua glicolada. El paso del agua
por los tanques debe hacerse en dos sentidos diferentes, uno durante los períodos
de acumulación, y al contrario en los períodos de descarga de la energía.
Las aplicaciones del almacenamiento de
energía son múltiples, como múltiples son
también las estrategias a implementar:
desde satisfacer parte o toda la demanda
desplazando la producción a tramos horarios valle, a atender necesidades de refrigeración de procesos industriales de carácter
puntual. También es de utilidad para disponer de una energía de reserva en instalaenergética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO
Fig.1 Esquema almacenamiento.
ciones sensibles a una parada del sistema
(quirófanos, salas de proceso de datos,…).
Funcionamiento y control
Para un funcionamiento que permita satisfacer la demanda de forma adecuada, es
imprescindible la existencia de un sistema
de control que asegure los tiempos de carga y descarga del sistema de acumulación
y coordine su funcionamiento con el resto
del sistema de generación de frío (enfriadoras, enfriamiento gratuito,..) para conseguir
en todo momento la máxima optimización
energética y con ello reducir los costes de
explotación y el impacto medioambiental.
Adicionalmente, deber ser lo suficientemente flexible para adaptarse al cambio de
las necesidades así como a las variaciones
del precio de la energía a lo largo de toda
la vida útil de la instalación y ser capaz de
generar información sobre el funcionamiento del sistema que facilite la toma de
decisiones sobre las estrategias de producción más adecuadas a implementar.
Por último, debe garantizar en todo momento la operatividad de la instalación con
un control de las operaciones de mantenimiento preventivo a realizar y, en caso de
fallo del sistema, activando los correspondientes avisos y poniendo en marcha los
elementos de reserva.
Ejemplo práctico
A continuación, se expone un caso clásico
de acumulación de frío, para una instalación de climatización, con temperatura
de trabajo de agua 12/7 ºC. El objetivo
en este caso será reducir al máximo el tamaño de la enfriadora, de forma que en
los momentos de mayor demanda del día
obtendremos frío simultáneamente con la
planta enfriadora y la energía acumulada
en el tanque.
energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
Se supone un edificio con una demanda
punta de 1000 kW. El horario de funcionamiento de dicho edificio es de 10 a 22
horas. La carga del edificio variará a lo largo
del día dependiendo de muchos factores,
tanto de las condiciones exteriores, como
de la orientación del edificio, ocupación,
iluminación, etc. Cuanto mejor se conozca
la curva de la carga a lo largo del día, mejor será la selección de la acumulación y la
planta que mejor se adapta a la instalación.
Por último, debe decidirse el horario en el
que se dispone de la mejor tarifa eléctrica
para realizar la acumulación de frío. En este
ejemplo vamos a considerar que la acumulación se realizará desde las 0 a las 8 horas.
En base a esto, y como se puede ver en la
figura 2, con un tanque de 48 m3, se con-
sigue reducir el tamaño de la planta enfriadora desde los 1000 kW iniciales, a un
equipo de 490 kW, lo que implica un 50%
menos de potencia frigorífica a instalar.
La parte del gráfico que aparece en rojo,
indica el funcionamiento de la planta enfriadora durante el día, produciendo frío directamente para la instalación de climatización. Por otro lado, la parte en azul marino,
representa la energía que se descarga durante el día procedente de la acumulación.
Por último, en azul celeste, se observa el
funcionamiento de la enfriadora durante la
noche, trabajando aproximadamente a -5.5
ºC para cargar el tanque (energía acumulada en este caso durante la noche: 2610
kWh).
Conclusiones
El almacenamiento de energía se presenta
como una técnica eficaz para hacer frente
a las necesidades de refrigeración de los
edificios, y combinado adecuadamente
con el resto del sistema de generación de
frío, permite reducir los costes de explotación y las emisiones de CO2 a la atmósfera.
Además, alarga la vida útil de la instalación
ya que optimiza los periodos de arranque
y parada de las enfriadoras. Todo ello contribuye a alcanzar atractivos periodos de
retorno de la inversión Fig.2 Gráfica ejemplo práctico
33
ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO
PALOMA RODRÍGUEZ
DIRECTORA TÉCNICA
DE ALBUFERA ENERGY STORAGE
Baterías de metal/aire:
el futuro del almacenamiento energético
El par electroquímico de un ánodo metálico y un cátodo donde se produce la reducción del
oxígeno (electrodo de aire) es capaz de dotar a una batería de una alta energía específica y
densidad de energía. Debido a esto y a su menor coste, se están postulando como las baterías
sustitutivas de las de Litio-ión en aplicaciones de smart grids y vehículos eléctricos.
Y
no son sistemas totalmente desconocidos ya que, por ejemplo,
el par Zinc-aire ha sido usado en
baterías primarias (no recargables). En ellas
se han utilizado principalmente electrolitos
alcalinos. Las aplicaciones más importantes
de esta tecnología han sido: señalización
ferroviaria, sistemas de comunicación remota y unidades de navegación marítimas,
así como aplicaciones de pequeño tamaño
como los audífonos.
El gran reto de estos sistemas es su desarrollo como dispositivos recargables eléctricamente. El Zinc presenta gran atractivo
para sistemas metal/aire recargables debido
a su estabilidad en electrolitos alcalinos y por
ser el metal más activo que puede ser electrodepositado desde un electrolito acuoso.
Aunque el Zinc tiene buenas expectativas,
los modelos actuales presentan inconvenientes para su utilización en smart grids.
En diversos ensayos de descarga realizados
con pequeñas pilas primarias, como se observa en la Figura 1, con vistas a su utilización en futuras aplicaciones de alta exigencia, se ha encontrado la imposibilidad
de descargarlas a una corriente superior a
C/50 A. Por esto y otros motivos se están
desarrollando otras opciones tales como el
Hierro-aire, Litio-aire y Aluminio-aire. Aunque el Litio-aire tenga la densidad energética más alta de todo el grupo metal/aire,
presenta graves problemas de estabilidad.
Dentro de la familia metal/aire, el par electroquímico que presenta mayores posibilidades de éxito en su aplicación en smart
grids es el Aluminio/aire. El Aluminio es un
metal accesible y presenta una gran densidad energética y un voltaje por celda similar
al conocido de baterías alcalinas, basadas
34
Figura 1. Curva de descarga de pila zinc-aire de 640
mAh a diferentes intensidades.
Figura 2. Esponja de aluminio.
en electrodos de Níquel. La tensión total de
la celda es de 1,2 V y se obtiene cuando se
usa hidróxido potásico como electrolito.
Las baterías de Aluminio-aire conocida
actualmente son celdas primarias con una
densidad de energía específica de 400 Wh/
kg, triplicando la del Litio-ión.
Aunque, las baterías Aluminio/aire tienen una de las más altas densidades de
energía, su uso no está extendido debido
a las limitaciones del proceso de recarga.
Esto se debe a varios procesos que tienen
lugar en la superficie del electrodo de Aluminio como son la formación de una capa
de Al(OH)3 que produce la pasivación del
mismo, impidiendo la recarga, la formación
de diversos productos que provocan la autocorrosión del electrodo, etc. Para mejorar
la reversibilidad del proceso, y disminuir la
autocorrosión será necesario desarrollar
nuevos ánodos, así como nuevos materiales para otros componentes de la batería.
Dado que el aluminio puro no parece adecuado como ánodo, se tendrá que acudir
a aleaciones que reduzcan esa pasivación.
El elemento elegido para la aleación tendrá
que tener un punto de fusión por debajo
de la temperatura de fusión del aluminio
(657 ºC), buena solubilidad en la matriz de
Aluminio y en electrolitos alcalinos, y alto
sobrepotencial de hidrógeno. Los elementos utilizados en las aleaciones de Aluminio han sido Estaño, Galio, Indio, así como
aleaciones ternarias y cuaternarias. De la
misma forma se están empleando diversas
estructuras para mejorar la eficiencia del
ánodo, como la esponja de aluminio que se
observa en la Figura 2.
Otro elemento crítico en estas baterías es
el electrolito. Tradicionalmente se han utilizado disoluciones alcalinas acuosas, pero su
principal inconveniente es la carbonatación
que sufren por contacto con el dióxido de
Carbono del aire, que dificulta el paso del
aire y por tanto empeora el funcionamiento
del electrodo de aire.
Además de las investigaciones relacionadas con estos electrolitos, se están desarrollando nuevas líneas de estudio en torno a
líquidos iónicos de última generación que
permitan solventar la problemática de los
electrolitos tradicionales, y contribuir a la
reversibilidad del proceso de recarga.
A pesar de las dificultades, existen grupos
en diferentes países europeos trabajando
en el desarrollo de esta familia de baterías
debido a sus prometedoras ventajas que las
hacen posicionarse como elementos clave
para el desarrollo de las redes eléctricas del
futuro, las smart grids energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
ENERGÍA SOLAR FV | INVERSORES
LOS FABRICANTES DE INVERSORES OPINAN SOBRE LA ACTUAL SITUACIÓN DEL AUTOCONSUMO, ADELANTAN LAS NOVEDADES
EN LAS QUE ESTÁN TRABAJANDO Y DESTACAN LOS MERCADOS INTERNACIONALES MÁS ATRACTIVOS PARA LA FOTOVOLTAICA
Habla el sector
José Manuel Collados
P1. ¿Existe mercado en España para
los inversores dadas las actuales
condiciones que plantea la reforma del sector eléctrico y los
términos en que se ha presentado el peaje de respaldo para el
autoconsumo?
P2. ¿Qué pueden aportar los micros
inversores para autoconsumo
respecto a los ya existentes?
P3. ¿Qué mejoras y novedades técnicas
incorporarán los nuevos modelos
de inversores en los que está trabajando su empresa?
P4. ¿Qué mercados exteriores considera más propicios en la actualidad para la venta de inversores,
tanto en grandes plantas como
en pequeñas instalaciones (autoconsumo y off grid)?
P5. ¿Cuenta ya su empresa con proyectos en Latinoamérica?
Javier Fernández López
Key Account Manager– Danfoss Solar
Inverter
R1. Mercado existe cuando se contemplan
oportunidades de negocio y se desarrollan
estrategias para llegar a los objetivos, en
este caso, Danfoss sigue apostando por
energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
Responsable unidad de negocio Power
Conversion – ABB España
R1. Sí que existe una mercado para plantas de autoconsumo instantáneo o donde
no se vierte producción a la red.
R2. Aportan una gran flexibilidad y posibilidades de instalaciones con potencias
ajustadas a los consumos reales con el fin
de operar en autoconsumo instantáneo.
También ofrecen ventajas para optimizar
al máximo el espacio disponible en cada
caso.
R3. Los nuevos modelos incorporarán baterías para poder aumentar el tamaño de
la planta y almacenar la energía que sobra,
siempre sin inyección en red.
R4. Creemos que actualmente los países donde el mercado solar fotovoltaico es más importante son China, Japón, UK, EEUU, Chile
Brasil, Ecuador, Ghana, Sudáfrica, Turquía…
R5. Sí, tenemos referencias de plantas en
producción, proyectos en cartera e intentamos ayudar a nuestros clientes, en lo
todo lo posible, para completar los estudios de nuevas inversiones y poder sacar
adelante sus desarrollos actuales.
el mercado español. La normativa todavía
está por definir y el mismo CTE, siguiendo las ordenanzas europeas de eficiencia energética, indica la capacidad de
FV a instalar en edificaciones nuevas. La
preocupación se centra en corregir una
desviación en el mercado energético español que se espera conseguir cuanto antes.
En el borrador de la nueva ley de Energía
ya se reconoce a la fotovoltaica como una
fuente energética capaz de mejorar los
costes en ciertas regiones de España.
R2. Creemos que puede tener cabida en
el mercado residencial a un medio y largo
plazo. En la actualidad consideramos los
inversores de string monofásicos la opción
que el mercado necesita. Nuestros DLX de
alta eficiencia con el weblogger y la Solar
App incluidos son la opción más completa
para el usuario final
R3. Danfoss, gracias a su dominio tecnológico tanto en electrónica de control como
de potencia y a sus fábricas de inversores
solares, variadores de frecuencia y Danfoss
Silicon Power -que proporcionan los módulos de potencia tanto a nuestros productos como a otras industrias-, consigue
aportar un valor añadido en sus productos. Apostamos por productos versátiles
que proporcionen flexibilidad en la configuración de las instalaciones, dispongan
de una alta eficiencia en casi todo el rango
de tensiones/potencias en el que trabajan
a lo largo de la vida de la planta, aporten
funcionalidades extra que incrementen
la producción diaria y que otorguen independencia en el mantenimiento de la
planta gracias a una triple monitorización.
R4. Los mercados más interesantes donde
Danfoss se ha posicionado son UE, Norteamérica, India, China, Suráfrica y Latinoamérica. Se están realizando planes de negocio en otros mercados donde el Grupo
Danfoss tiene estructura y organización.
R5. SÍ, Danfoss cuenta con proyectos en
Latinoamérica en plantas grandes, medianas, e instalaciones en el nicho residencial.
El Grupo Danfoss cuenta en los principales
mercados latinoamericanos con oficinas
donde trabajan los departamentos de venta, marketing, garantía, ingeniería, logística y servicio técnico entre otros, así como
factorías donde se fabrican los equipos en
el continente americano.
35
ENERGÍA SOLAR FV | INVERSORES
Juan Carlos Jadraque
Director del Área Solar Fotovoltaica– Ingeteam Power Technology
R1. En este momento no existe mercado
para inversores. Por
eso muchos fabricantes extranjeros están
reduciendo estructuras
al ver truncado su plan
de negocio. Aún hay
posibilidad de que se
consiga enmendar la
reforma y corregir el
error. No tiene sentido penalizar a quien ahorra mediante la
generación de parte de la electricidad que consume. El propio
Gobierno es quien fomentó el
ahorro y la generación renovable, por lo que penalizarlo ahora
no es coherente y va en sentido
contrario a las políticas de la
Unión Europea.
R2. La principal ventaja es que
se adaptan a cualquier tamaño
de instalación por pequeño y heterogéneo que sea. Sin embargo, no vemos claro que logren
competir en precio con inversores string. Además, presentan
más dificultades a la hora de
realizar una operación de servicio técnico al encontrarse más
inaccesibles.
R3. Actualmente ultima el lanzamiento de sus dos nuevas líneas
de producto 1Play y 3Play, inversores monofásicos y trifásicos de
conexión a red para potencias
entre 2,5kW y 40kw orientados
a instalaciones domésticas y comerciales, incorporando toda la
experiencia anterior de Ingeteam
en estos equipos y las últimas
mejoras disponibles en el mercado. En concreto, sus nuevos
inversores solares monofásicos
1Play incorporan mejoras en los
índices de eficiencia y amplían
funcionalidades como un doble
sistema de seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT),
o tecnología de alta frecuencia
para equipos con transformador.
En cuanto a los inversores trifásicos, Ingeteam ultima el desa-
36
Miguel Escribano
Renewable Energy Division Manager– Power Electronics
rrollo de una familia de equipos
pequeños para instalación en
pared —3Play—, que maximiza
el rendimiento gracias a su doble
entrada MPPT. Para potencias
mayores con inversores centrales, Ingeteam prepara versiones de intemperie de su familia
Power Max, y continúa trabajando en sus equipos Power Block,
que podrán proporcionar el mismo rango de potencia de salida
que la familia Power Max, pero
condensado en un único bloque
de potencia, obteniendo un ratio imbatible precio/potencia obtenida.
R4. En la actualidad, los principales mercados para grandes
plantas fotovoltaicas se localizan
en Latinoamérica (principalmente Chile, México, Brasil, Ecuador,
Uruguay y Argentina), Sudáfrica,
Francia, UK, Alemania, Italia, Estados Unidos, Japón y Australia.
R5. Ingeteam lleva desde 1980
trabajando en proyectos de ingeniería en diversos países de
América Latina. Las primeras filiales de México y Brasil se establecieron a finales de la década
de 1990 para desarrollar tareas
comerciales y de mantenimiento
de equipos. Aparte de las oficinas, Ingeteam dispone de una
fábrica de convertidores de frecuencia en Brasil.
En cuanto a proyectos de instalaciones fotovoltaicas, Ingeteam
cuenta ya con numerosas referencias en Chile, Brasil, México,
Ecuador y Argentina, totalizando
más de 90 MW.
R1. En nuestra opinión, el mercado nacional de inversores
solares fotovoltaicos
para sistemas de mediana y gran escala es
muy reducido, ofreciendo débiles oportunidades para un corto
y medio plazo. En estos
años pasados nuestras
ventas en España han
sido puntuales, consistiendo
principalmente
en ventas de equipos de
sustitución por otros de
la competencia. Afortunadamente en Power
Electronics nos adelantamos hace varios años
a esta situación y actualmente nuestro departamento de Desarrollo de
negocio está centrado
en su totalidad en nuestra continua expansión
internacional.
R2. Los micro-inversores
aportan una alternativa
en el desarrollo de instalaciones a nivel doméstico, pero no obstante
el autoconsumo es un
concepto más amplio
que afecta a todo tipo de
instalaciones. En nuestro
caso, nosotros ya ofrecemos una solución para
autoconsumo (Freesun
Power
Independence
Kit), con varias unidades
funcionando en el territorio nacional.
R3. En Power Electronics estamos trabajando
para conseguir inversores más eficientes,
competitivos y de calidad que nos permitan
ofrecer las máximas
garantías a nuestros
fieles clientes. Nosotros
apostamos por diferenciarnos de la competencia mediante nuestro
sistema maestro-esclavo
redundante, que ofrece
el mayor ratio de disponibilidad del mercado y
que se alinea perfectamente con nuestra filosofía de servicio.
R4. Actualmente estamos muy centrados en el
desarrollo de negocio en
nuevos mercados emergentes como podría ser
Asia y América Latina, y
mercados con un gran
potencial como EE UU y
Japón. No obstante, actualmente nuestro mayor volumen de negocio
se encuentra en Europa,
y en particular en Reino
Unido y Rumania, donde tenemos más de 200
MW ya funcionando y
prevemos triplicar estos
datos en los próximos
6-9 meses.
R5. Es un mercado en
pleno crecimiento, en
este mismo mes vamos
a poner en marcha 3MW
en Chile y una cubierta
fotovoltaica en un estadio de futbol en Brasil. A
parte de estos proyectos
estamos realizando una
gran actividad comercial
en países como México,
Ecuador, Uruguay, Panamá o Guatemala, que
seguro darán sus frutos
en 2014.
energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
ENERGÍA SOLAR FV | INVERSORES
Miguel Puyol
P1. ¿Existe mercado en España
para los inversores dadas las
actuales condiciones que plantea la reforma del sector eléctrico y los términos en que se
ha presentado el peaje de respaldo para el autoconsumo?
Director de Marketing–SMA
R2. La principal ventaja de los microinversores es la modularidad en el diseño
de sistemas FV de pequeña potencia,
siendo especialmente indicados para
situaciones complejas con sombreados
y cubiertas con distintas orientaciones
e inclinaciones. Además, estos sistemas son accesibles a más cantidad de
usuarios dado la sencillez del sistema,
empezando por instalaciones de un
solo módulo y permitiendo la fácil ampliación de la instalación en función de
las necesidades energéticas futuras.
R3. Entre las diversas novedades, destacaría la incorporación de almacenamiento de energía para aumentar el
ratio de autoconsumo (SB5000SE), así
como nuevos dispositivos de gestión
energética que permiten la comunicación con los inversores y los consumos
de las cargas gestionables existentes.
R4. Según nuestros clientes, se ha experimentado un aumento de proyectos
en las zonas de Latinoamérica y AsiaPacífico.
R5. Si, SMA ya está presente en Latinoamérica de la mano de nuestra filial SMA Southamerica en Santiago de
Chile y el apoyo del equipo de Nuevos
Mercados, quienes prestan apoyo y
servicio a nuestra red de distribución.
En Latinoamérica ya contamos con proyectos tanto de conexión a red como
de conexión aislada, y poco a poco seguimos avanzando.
P2. ¿Qué pueden aportar los micros
inversores para autoconsumo
respecto a los ya existentes?
P3. ¿Qué mejoras y novedades técnicas incorporarán los nuevos modelos de inversores en los que
está trabajando su empresa?
P4. ¿Qué mercados exteriores considera más propicios en la actualidad para la venta de inversores, tanto en grandes plantas
como en pequeñas instalaciones (autoconsumo y off grid)?
P5. ¿Cuenta ya su empresa con
proyectos en Latinoamérica?
Fernando Sánchez García
Director gerente–SolarMax España
R1. La normativa que propone el Ministerio de Industria, Energía y Turismo supone un frenazo muy serio para las instalaciones de autoconsumo y constriñe un
poco más el mercado de los inversores
en España, impidiendo que la tecnología fotovoltaica compita en igualdad de
condiciones. A pesar de que el proyecto
de Ley del Sector pone en serias dificultades las instalaciones de autoconsumo,
seguimos creyendo que se trata del mejor camino para la fotovoltaica.
R2. Los microinversores pueden tener su
utilidad para instalaciones muy pequeñas por debajo de 1 KW. Para potencias
más elevadas, tanto su coste como su
difícil accesibilidad en caso de necesidad
de reparación, al tener que acceder al tejado y levantar los paneles, hace que los
instaladores no lo vean como la opción
más adecuada.
R3. Nuestra nueva serie incorporará
entre otras ventajas: rendimientos del
98%, dos trackers también para inver-
energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
sores monofásicos, refrigeración pasiva
sin necesidad de ventiladores adicionales, así como, monitorización web de los
equipos integradas en el inversor sin necesidad de data logger externo
R4. A pesar del cierto estancamiento que
se ha notado en Europa, desde SolarMax
seguimos creyendo que es un mercado
básico para el sector fotovoltaico, por
eso uno de los objetivos que nos hemos marcado en la compañía es reforzar
nuestro servicio en el continente. Junto a
esta intensificación del trabajo en Europa, también hemos hecho una apuesta
importante por Estados Unidos, abriendo
una primera oficina en Atlanta (Georgia),
y por Chile, país en el que estamos presentes desde marzo de este año. Ambos
países tienen en común un gran potencial
fotovoltaico y, en el caso de Estados Unidos, por ejemplo, hemos observado un
crecimiento récord del 72% del uso de la
energía solar, el crecimiento más rápido
para una fuente de energía en el país.
R5. Desde el pasado mes de marzo,
SolarMax está presente en el mercado
chileno, uno de los países latinoamericanos con más potencial fotovoltaico. De
momento, tenemos oficina en Santiago
de Chile, desde donde estamos llevando
a cabo la distribución de nuestros equipos y además, contamos ya con diversos
proyectos conectados y otros en vías de
construcción, así como otros más que
esperamos vean la luz el año que viene.
Dentro de Latinoamérica, México es el
siguiente país que está ya en nuestro radar para el corto-medio plazo.
37
AUTOCONSUMO
SILVIA ESCUDERO SANTOS-ASCARZA
Autoconsumo eléctrico con energías renovables
INFLUENCIA DE LA LEGISLACIÓN EUROPEA Y ESPAÑOLA EN EL MERCADO ESPAÑOL DE LA ENERGÍA
E
n la actualidad, el autoconsumo
con energías renovables se encuentra en proceso de cambiar las
estructuras de los mercados energéticos
de muchos países del mundo hacia un modelo de suministro más descentralizado.
Ante esta oportunidad, la Unión Europea
(en adelante UE) ha establecido directivas
marco que deben ser traspuestas al derecho nacional de los países miembros, así
como ambiciosas metas para la año 2020
en el sector de las renovables y la eficiencia
energética. Por su parte, el Gobierno socialista español, pocos días antes de ceder su
mandato al Partido Popular en diciembre
de 2011, aprobó el Real Decreto (en adelante RD) 1699/2011 que regula las condiciones de conexión para instalaciones de
producción eléctrica de pequeña potencia.
Sin embargo, el RD 1699/2011 no regula
el balance neto o net-metering, existente
ya en muchos países como Portugal, Italia,
Dinamarca y Norteamérica. El sistema de
balance neto es reclamado desde hace dos
años por asociaciones del sector renovable
que ven en él la clave para reavivar el sector, duramente castigado en España desde
el año 2008. Aunque el Gobierno presentó
un proyecto de RD para regular el balance neto en diciembre de 2011, éste nunca
38
Anpier
El ámbito del autoconsumo con renovables se ha convertido en un campo de batalla entre los
intereses de las empresas del sector eléctrico agrupadas en torno a UNESA, que temen la quiebra
de sus estructuras centralizadas y oligopólicas; las empresas y asociaciones del sector renovable,
que se sienten maltratadas debido a la restrictiva política del gobierno central desde 2008; así
como la Unión Europea y el Gobierno de España, que están obligados a cumplir con ambiciosas
metas internacionales asegurando asimismo la estabilidad y competitividad del sistema. En este
sentido, el presente artículo presenta las principales conclusiones de un estudio enfocado en
la influencia de la legislación europea y española en el mercado español de la energía y de qué
manera dichos instrumentos legislativos repercuten en el sector del autoconsumo con renovables
transformando las estructuras hacia un sistema más moderno y descentralizado.
fue aprobado. Un proyecto de RD para regular el autoconsumo propuesto en julio
de 2013 no atiende a las necesidades del
sector renovable y obstaculiza el desarrollo
mediante la aplicación de numerosos peajes e impuestos. Además, este proyecto de
RD de autoconsumo incurre en infracciones del Derecho Comunitario y la Constitución Española por trato discriminatorio,
perjuicios en forma de peajes abusivos y
aprobación de medidas retroactivas que
afectan a inversiones realizadas en proyectos renovables.
Impulsos desde Europa
La política energética común de la UE existe de manera oficial desde el tratado de
Lisboa de 2009. Hasta entonces, la política
energética no estaba regulada por el Derecho primario europeo y por lo tanto, la
UE no disponía de los poderes necesarios
para promulgar ordenanzas y directivas a
nivel europeo. Hasta el Tratado de Lisboa,
todas las propuestas de la UE para regular
el mercado energético tenían que basarse en las disposiciones mercado interior o
las disposiciones de protección ambiental
del Tratado de la Comunidad Europea de
1992. Este hecho provocó que el desarrollo de la política energética común resultase un proceso largo y arduo. Desde 2009,
la política energética española está sometida a la legislación europea, que establece
directivas que deben ser traspuestas al derecho nacional dentro de un plazo establecido para todos los países miembros.
En relación a la transposición de directivas
europeas a derecho nacional, la investigación muestra que España ha implementado todas ellas tan sólo de forma parcial y
siempre tras el periodo oficial establecido
por la UE. La directiva 2009/28/CE relativa
al fomento del uso de energía procedente
de fuentes renovables fue transpuesta un
año más tarde del plazo oficial del 5 de diciembre de 2010 al derecho nacional español con el RD 1597/2011 el 4 de noviembre
de 2011. Lo mismo ocurrió con la directiva
energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
AUTOCONSUMO
Gráfico 1: Titularidad de las instalaciones fotovoltaicas, 2012
2009/72/CE sobre el mercado interior de
la electricidad y la directiva 2009/73/CE
sobre el mercado interior del gas natural,
ambas transpuestas con un año de retraso mediante el RD-Ley 13/2012 del 30 de
marzo de 2012. A pesar de que la directiva 2009/72/CE decreta la separación de
las actividades de generación, trasporte,
distribución y comercialización de electricidad, empresas como Iberdrola y Endesa
controlan simultáneamente tanto la generación como la comercialización de electricidad y poseen juntas el 80% del mercado eléctrico español. En el sector de las
energías renovables, el mercado presenta
más diversidad de empresas: el 66% de las
capacidades de generación en España se
encuentran en manos de una gran variedad de empresas, como las de la ‘Triple A’,
es decir, Abengoa, ACS y Acciona. El 34%
restante lo controlan Iberdrola (18%),
Endesa (11%) y Gas Natural Fenosa (5%).
Por el contrario, en países como Alemania,
las cuatro grandes empresas energéticas
—EnBW, E.ON, RWE y Vattenfall— fueron responsables únicamente del 5% de
la generación eléctrica renovable del país
en 2012.
La directiva 2009/72/CE establece asimismo la eliminación progresiva de las tarifas
energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
eléctricas reguladas como la Tarifa de Último Recurso (TUR), desde julio de 2013
bautizada por el ministro Soria como Precio
Voluntario al Pequeño Consumidor. Esta
directiva tiene el fin de aumentar competitividad del mercado energético, posibilitar
la entrada de nuevas comercializadoras de
electricidad en el mercado español y poder
generar precios más justos y transparentes para los consumidores. Hasta ahora,
los ‘consumidores de último recurso’, que
hasta julio de 2013 éramos 27,7 millones
de españoles, tenemos que escoger a una
de las Comercializadoras de Último Recurso: Endesa, Iberdrola, Gas Natural Fenosa,
HC-Naturgas y E.ON.
Por último, en el ámbito de las directivas
europeas sobre eficiencia energética, nos
encontramos con un panorama demoledor. La directiva 2010/31/UE relativa a la
eficiencia energética de edificios fue transpuesta dos años más tarde al derecho nacional mediante el RD 235/2013. Esto se
suma la infracción en relación a la directiva
2002/91/CE relativa a la eficiencia energética de edificios, ya que varios aspectos de
esta directiva se transpusieron once años
más tarde mediante el RD 235/2013. Recientemente, la vicepresidenta de la Comisión, la señora Neelie Kroes, amenazó a
España con presentar el caso ante el Tribunal de Justicia de la Unión Europea y fue
sólo entonces, en abril de 2013, que tras
gran presión desde Europa y también de
asociaciones españolas del sector, España
decidió cumplir con sus obligaciones promulgando el RD 235/2013. Estas demoras
a la hora de transponer las directivas europeas han provocado que España haya
quedado al margen del desarrollo de infraestructuras modernas y eficientes como
en muchos otros países de la Unión.
El autoconsumo y el balance neto:
un movimiento social
Un claro ejemplo de este atraso es el sector
del autoconsumo con renovables, necesario para fomentar que el ciudadano de a
pie conozca y se beneficie del uso de las
renovables como ocurre en muchos países
de Europa como Italia y Portugal. Personas interesadas en qué países practican
qué políticas de fomento a las renovables,
pueden consultar el mapa interactivo de
REN21: http://www.map.ren21.net/. Italia
y Portugal, a menudo comparados con
España debido a la crisis financiera que
estamos sufriendo en el sur de Europa,
no han encontrado excusas como el Gobierno español para no regular el balance
39
neto alegando que las personas que autoconsumen no son solidarias con el sistema
eléctrico que debe ser pagado por todos
los consumidores. En este sentido, resulta
interesante echar un vistazo a la titularidad de las instalaciones fotovoltaicas en
varios países del mundo. Mientras que en
España sólo el 8,8% de las instalaciones
fotovoltaicas pertenecen a viviendas, en
países como Alemania son casi el 50% de
las mismas (véase Gráfico 1). En España se
ha invertido mayoritariamente en huertos
solares en manos de inversores que se
han beneficiado de las famosas primas a
las renovables que tanto dolor de cabeza
causan al Gobierno central hoy en día. Sin
embargo, la población española todavía
no ha llegado a palpar los beneficios de
las instalaciones renovables. Un modelo
descentralizado requiere un cambio en
los hábitos de la sociedad que comienza
a controlar sus costes y se convierte en
prosumidor, una nueva figura jurídica en
el que el productor actúa también como
consumidor. Se trata de un movimiento
social ‘bottom-up’, en el que la población
va cambiando progresivamente las normas
y estructuras del mercado.
Influencia de la legislación y
política energética europea y
nacional
Los instrumentos legislativos europeos y
nacionales han permitido numerosos progresos en el mercado español, que puede
presumir de ser el cuarto país del mundo
con más capacidad renovable instalada
tras China, EE.UU. y Alemania, y el tercero en renovable per cápita tras Alemania y
Suecia. El análisis de la política energética
y la legislación europea muestra que por
cuestiones geoestratégicas, medioambientales y económicas la apuesta de la UE por
las energías renovables es firme. Dada la
alta dependencia de importaciones energéticas —la UE 52%, España 76%— y su
escasez de recursos naturales energéticos,
la UE-28 tiene que fomentar la industria
de alta tecnología renovable y el uso de
tecnologías verdes para conseguir el “crecimiento inteligente, sostenible e integrativo” que persigue desde hace años. Los
retos de esta estrategia son altos: diversas
estructuras y mercados energéticos, diferentes estados de desarrollo en el ámbito
energético, países importadores y expor-
40
REC
AUTOCONSUMO
tadores de energía así como dificultades
financieras de algunos miembros para
costear el desarrollo de las renovables y el
cambio del modelo energético.
A nivel nacional, el análisis indica que persisten numerosas barreras regulatorias tanto en las estructuras del mercado español
como en la legislación nacional, las cuales
frenan el desarrollo del mercado hacia un
sistema de suministro energético más descentralizado. Tras el fuerte crecimiento en
el ámbito de la fotovoltaica entre los años
2007 y 2008, que disparó el coste de las
Los instrumentos
legislativos europeos
y nacionales han
permitido numerosos
progresos en el
mercado español,
que puede presumir
de ser el cuarto país
del mundo con más
capacidad renovable
instalada
primas a las renovables, el Gobierno español ha practicado un política restrictiva
(RD 1578/2008, RD 1565/2010, RD-ley
14/2010, RD 1/2012, Ley 15/2012, RD-ley
2/2013 y RD-ley 9/2013) que ha reducido
las primas y los ingresos de instalaciones
renovables, incluso de forma retroactiva,
hasta el extremo de que muchos propietarios han quebrado. Numerosos inversores
españoles y extranjeros han denunciado la
retroactividad de las medidas del ejecutivo
español. En estos momentos, la prioridad
del Gobierno español está centrada en la
reducción del déficit de tarifa del sector
eléctrico, que desde 2002 hasta hoy ha
ascendido a 27.000 millones de euros, así
como la consolidación de los presupuestos
del Estado mediante recortes en todos los
sectores. Esto, junto con los poderosos intereses de las eléctricas agrupadas en torno a UNESA, impide cualquier progreso en
el ámbito del autoconsumo con energías
renovables.
Deberes para España
España tiene que hacer más esfuerzos en
trasponer e implementar las directivas europeas a tiempo y en su totalidad, mientras que la UE, a su vez, debe controlar y
castigar a los países que no cumplan con
las reglas establecidas. Todo esto sólo es
posible si aumenta la supranacionalidad
de la política energética y la UE posee
las competencias para asegurar el buen
funcionamiento del mercado energético
común. A su vez, el Gobierno español
debe proporcionar un marco regulatorio
estable para restablecer la seguridad de
los inversores, fuertemente dañada desde
2008. En este sentido, el Gobierno debería
redactar una estrategia energética a largo plazo sin tener en mente únicamente
soluciones cortoplacistas para sobrevivir
los cuatro años de mandato, sino por el
contrario, priorizar la continuidad y estabilidad de la economía española. Asimismo,
el Gobierno debe redactar una regulación
que impulse el autoconsumo con energías
renovables incluyendo el balance neto,
que tanto la población como las empresas del sector renovable llevan reclamando
desde hace dos años y que, tras diversos
proyectos de RD, nunca se ha llegado a
aprobar. España cuenta con un potencial
natural inmenso para el desarrollo de las
renovables, un tejido empresarial excelente y personal cualificado que actualmente
se ve obligado a marcharse del país para
ofrecer los beneficios de las renovables en
otros países. Estas empresas y personas,
junto con la población española, son las
encargadas de llevar a cabo la transición
hacia un modelo de suministro energético
más limpio, económico, descentralizado y
transparente. Lo único que España necesita es una regulación clara, justa, y vigente
a largo plazo que garantice la estabilidad y
competitividad del país y que deje trabajar
a los agentes en el mercado energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
OFFSHORE WIND ENERGY
BISWANATH NANDI UND DOUG LUCAS
THE TIMKEN COMPANY
Locator bearing for wind turbine gearbox
This paper introduces a new bearing type for wind turbine gearboxes called the locator bearing.
This bearing style offers an alternative solution that addresses the performance, cost and
efficiency issues associated with bearings commonly used in today’s wind turbine gearbox highspeed output and intermediate shafts.
T
he locator bearing combines a singlerow tapered roller bearing (TRB) that
supports prevailing radial and thrust
loads across raceways during the normal positive torque conditions, with a carefully designed secondary rib ring to support thrust
loads in reverse torque conditions such as
braking or motoring. This single-row bearing type can act as a substitute for a cross
locating two single-row TRB arrangement, a
double-row TRB design, or a combined fourpoint-contact-ball (FPCBB) and a cylindrical
roller bearing (CRB). The locator bearing requires less axial space, improves output shaft
efficiency, and enhances the performance of
the output shaft system.
Introduction
Gearbox output shafts are sometimes equipped with a non-locating NU type CRB and
an axially locating four point contact ball
bearing (see Figure 1) at the fixed position of
the output and intermediate shafts. The CRB
supports only radial load while the FPCBB
supports the entire thrust load in the system.
FIGURE 2 – Bearing arrangement with two tapered
roller bearings.
FIGURE 1 – Current bearing arrangement.
In Figure 2 another bearing arrangement is displayed applying two singlerow (similar or dissimilar series) TRBs at
the locating position as an alternative to
the FPCBB and CRB combination. Special attention is paid to selection of the
proper raceway angles when applying
this design to insure that both bearings
rows maintain sufficient size load zones
during the full spectrum of operating
conditions.
Inadequacies in Existing
Arrangement
Designed with point contact, the FPCBB
is designed primarily for supporting radial
load and is suitable to a certain degree to
support moderate thrust loads. This bearing
design is not ideally suited to support the
constant and fluctuating gear thrust loads
that are prevalent during normal operation.
Under pure axial loading, the balls contact the race at an angle and are required
to rotate across that contact angle, but at
Rodamiento localizador para cajas de engranajes de turbinas eólicas
Este artículo presenta un tipo de rodamiento para las cajas de engranajes de
turbinas eólicas denominado rodamiento
localizador. Este estilo de rodamiento ofrece una solución alternativa para solucionar
los problemas de rendimiento, coste y eficiencia asociados a los rodamientos que
se suelen utilizar actualmente en los ejes
intermedios y de salida de alta velocidad
de la caja de engranajes de las turbinas eólicas. Los rodamientos localizadores comenergética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
binan un rodamiento de rodillos cónicos
de hilera única (TRB) que ayuda a conservar las cargas radiales y axiales en toda la
pista de rodadura en condiciones normales
de par positivo, con un anillo de pestaña
secundaria cuidadosamente diseñado para
soportar las cargas axiales en condiciones
de par inverso, como al accionar los frenos
o el motor. Este tipo de rodamiento de hilera única puede sustituir a una disposición
de dos rodamientos TRB de hilera única
de varios localizadores, un diseño TRB de
doble hilera o una combinación de rodamientos de bola de contacto de cuatro
puntos (FPCBB) y rodamientos de rodillos
cilíndricos (CRB). El rodamiento localizador requiere menos espacio axial, mejora
la eficiencia del eje de salida y mejora el
rendimiento del sistema del eje de salida.
Consulte el artículo íntegro en español en nuestra web
http://ow.ly/pqjsq
41
OFFSHORE WIND ENERGY
the same time around the centerline of the
shaft. This action of the balls causes micro
slipping between the balls and raceways introducing surface initiated damage modes
such as the peeling shown in Figure 3.
FIGURE 5 – Bearing arrangement with locator bearing.
FIGURE 3 – Peeling on balls.
Moreover, the outer ring of the ball bearing must be very loosely fitted in the housing to prevent any radial load from transmitting into this bearing. Consequently,
this requires additional features such as
keyways to prevent rotation of the outer
ring: unlike the locator bearing discussed
below, which is tightly clamped between
housing shoulder and end cap.
While the arrangement shown in Figure 2 addresses the deficiencies of the ball
bearing design, adequate load distribution
and maintenance of traction forces in both
rows of this TRB design remain a design
concern and must be carefully addressed.
Locator Bearing Design
Figure 4 shows a typical locator bearing design. In Figure 5, a locator bearing is fixed at
the right end of the shaft to support radial
load and thrust loading from the gear, while
an NU style of CRB is floating at the opposite end. The locator bearing is a high performance; bi-directional bearing that replaces
the CRB and FPCBB combination shown
in Figure 1. It is also an alternative solution
to cross-locating single-row arrangements
or double-row 2TS-DM TRB arrangements
used in some designs. The bearing resembles
a single-row tapered roller bearing having an
additional rib ring attached to the outer race.
FIGURE 4 – Typical configuration of locator bearing.
42
Figure 6 illustrates how the locator bearing supports thrust load in both the directions. The major thrust shown by the thick
arrow line is due to predominant helical
gear thrust that is present during positive
torque conditions for more than 99% of
the duty cycle. Support of the loads during positive torque conditions is across the
raceways and the on-apex construction of
the tapered roller bearing accommodates
the combined loading with pure rolling
motion, and without any of the micro slip,
that takes place with the ball bearing.
FIGURE 6 – Load sharing.
However, occasional faults in the grid or
generator, and resonance during braking
procedures will force the drive torque and
the gear thrust to reverse in direction for
short intervals. In addition, there are other
cases where the generator serves as a motor to drive the turbine rotor at low speed
for maintenance, and in some cases of
low wind, just at the cut-in speed. All of
these conditions require the locator bearing to support axial load in minor direction shown by thin arrow line (see Figure
6). This minor thrust load is transmitted
through roller large and small ends, the
inner race rib, and the outer race rib ring.
The primary features and benefits of the
locator bearing include:
1. Reduced axial space: The single-row
bearing replaces conventional two-row
arrangements, resulting in a narrower
design that can also decrease the required length and weight of the heavy
gear box housing.
2. Easy adaptability to existing designs.
3. Improved gear contact positioning due
to the centering characteristic of the
locator bearing operating with 360º
load zone.
4. Reduced system cost.
5. Reduced stress and increased bearing
life: Again, the bearing operates with a
360 load zone and all the rollers are in
contact as illustrated in Figure 7, throughout the full range of positive torque
during normal power generation.
FIGURE 7–360° load zone.
6. Optimized race/ roller contact angle based on the ratio of radial (Fr) and axial
load (Fa) imposed by the gear system.
Careful attention is given to the bearing
design so that the thrust induced by the
radial reaction on the locator is always
less than the gear thrust. Since the ratio
of the bearing radial reaction and the
gear thrust will be constant for the duty
cycle, the gear thrust will always be
sufficient to keep the bearing seated.
7. Smaller outer flange is available on
either end of the outer race to prevent
possibility of reversing orientation during assembly (Figure 8).
FIGURE 8 – Bearing with locating outer flange.
8. Internal clearance is precisely set at the
bearing manufacturer. Hence, manual
bearing setting during assembly is completely eliminated.
9. AGMA 6006 places restriction on the
use of a single-row TRB in a cross-locating arrangement in wind turbine gearboxes. The range of clearance or axial
endplay in the bearing should be closely
controlled to insure proper running clearance throughout the spectrum of opeenergética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
OFFSHORE WIND ENERGY
rating load and temperature conditions.
Since the fixed locator bearing is used
in conjunction with a floating NU style
CRB, the need for manual adjustment to
insure proper running clearance is eliminated
10. According to AGMA 6006, allowable
maximum contact stress at equivalent
load should not exceed 1300 MPa at the
high speed shaft (HSS) and 1650 MPa at
high speed intermediate shaft (HS-INT)
bearings for 20 years design life of wind
turbine. Typical analysis shows that for a
locator bearing supporting both radial
and axial load with a 360 degree load
zone, the contact stress is less than 1300
MPa (same as the FPCBB carrying only
axial load), and much less than that of
the CRB that supports only radial load
with reduced load zone (see Figure 9).
High-speed shafts are often subject to
service inspection and more frequent
change out. During this inspection, the
entire output shaft assembly with locator
bearing attached may be slid out the housing, similarly to how today’s inspection is
conducted.
Debris Resistant Bearings
Wind turbine gearboxes have a history of
bearings and gears experiencing early damage and fatigue from hard particle contamination denting critical contact surfaces.
Because the output shafting experiences
many more revolutions, the bearings on
this shaft are even more vulnerable to contamination effects. Therefore, to improve
the reliability of output shaft, the locator
bearing can be supplied with debris resistant bearing materials and ES300 coatings
on rollers to maximize the reliability. Figure
11 shows one such set of experimental results with statistical significance that bearing life can be improved by a factor of 4.5
when the ES300 coating is applied.
FIGURE 9 – Comparison of contact stress.
Locator Bearing Configuration
Standard locator bearings are designed with
an above centerline cage that retains the
rollers with the inner race. Alternatively, the
locator bearing can also be provided with a
below centerline cage that retains the rollers
with the outer race. Such a configuration
can be supplied with 2 separable rib rings
(see Figure 10). Preferred construction is
largely dependant on the gearbox assembly
procedure and may be particularly useful
when assembling heavy intermediate shafting into position in the housing while shaft
centerline is in a vertical orientation.
FIGURE 10 – Locator with two detachable ribs.
energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
FIGURE 11 – Fatigue life test result: ES300 technology
Limitations
Although the locator bearing is best suited
to high-speed low thrust environment such
as gearbox high speed and high-speed intermediate shafts, it has some limitations
that restrict its use in other applications.
This bearing type cannot tolerate internal
bearing preload under any condition. The
axial capacity of the bearing in minor direction across the ribs is limited compared
to the generous axial capacity in major direction across the raceways. However the
minor axial thrust capacity is very similar to
the axial capacity of NJ style CRB’s, which
have found usage in the wind turbine
gearboxes at other positions. It’s interesting to note also that bi-directional bearings
like the locator have been applied in many
automotive and aerospace applications ex-
posing them to thrust loads in the minor
direction with very good success. These
operating regimes of load and speed are
well established, and so the primary challenge to wind turbine gearbox designers
is to be able to identify their entire duty cycle so that the locator performance can be
evaluated under all known circumstances.
In the end, application testing of the locator in the gear box should be conducted to
verify is performance, but this is generally
the case for any design, whether it follows
conventional practice or not.
Conclusion
While the four-point-contact-ball bearing
and NU style cylindrical roller bearing combination have found wide spread usage at the
high speed output shaft positions in wind
turbine gear boxes, output shaft bearing
reliability still remains a weaker part of the
system design. The industry recognizes that
there are other, more suitable bearing arrangements that can be used, and as such, fixed
two-row tapered roller bearings are now
finding favor. The locator is one more alternative to be considered for the output shaft
fixed location. Narrower than the wider tworow alternatives, this bearing style can offer
designers an opportunity to reduce the length and weight of the gearbox. Because one
instead of two rows are applied, efficiency
is improved by approximately 30-50% compared to the arrangement with two singlerow TRBs at the locating position. Since the
locator runs constantly with a 360º load
zone in all positive torque conditions, shaft
movement is minimized and gear contact is
no longer a function of the bearing clearance. Concerns for smearing races in unseated
conditions are eliminated. Although there
exists very substantial experience with using
bi-directional bearings like the locator bearing in many different applications, it is important that field testing is performed to validate usage, since there are many transient
conditions in a wind turbine gearbox that
remain unaccounted for at the design stage.
Additionally, detailed analysis and laboratory
testing continue at the authors company to
understand how best to apply this valuable
bearing alternative for wind turbine gearbox
parallel shafting support References
AGMA 6006
All images: The Timken Company
43
OFFSHORE WIND ENERGY
VATTENFALL
Offshore wind cost will decrease
if development continues
The costs of offshore wind power in Germany can be reduced by one third by the year 2023,
independent experts say in a new study.
Vattenfall
T
he study, commissioned by the German Offshore Wind Energy Foundation along with Vattenfall and other
companies in the industry, concludes that
over the next ten years, the cost of energy from offshore wind can be reduced by
about one third if the technology is consis-
Si se mantiene el actual desarrollo, disminuirá
el coste de la energía eólica marina
Los costes de la energía eólica marina en
Alemania se podrían reducir en un tercio
para el año 2023, según informan expertos independientes en un reciente estudio.
El estudio, encargado por la Fundación
Alemana de Energía Eólica Marina junto
con Vattenfall y otras empresas del sector,
llega a la conclusión de que en los próximos diez años el coste de la energía eólica
marina podría experimentar una reducción
de un tercio si la tecnología se desarrolla
de forma continuada y alcanza una capacidad de 9 gigavatios.
“Hay muchas cosas que contribuirán a
la disminución del coste, desde turbinas
eólicas más grandes hasta menores márgenes de riesgo, pasando por conceptos
logísticos optimizados”, comenta Johannes Kammer, Director del Programa LEC
Reduction en BU Offshore Wind Projects,
uno de los más de 40 expertos independientes que realizaron el estudio.
De momento, el sector de la energía eólica marina es aún bastante inmaduro y
todavía tendrán que pasar unos cuantos
años para que alcance una escala industrial.
Las curvas de aprendizaje que reducirán los
44
costes se encuentran todavía en una fase
inicial. “Hay que recordar que el despliegue
industrial de los parques eólicos en aguas
profundas, lejos de la costa, comenzó hace
pocos años, en comparación con la expansión de la energía eólica terrestre, que comenzó a finales de los años setenta”.
El estudio muestra que el coste nivelado
de la energía (el coste de producción de
energía durante la vida útil de las plantas)
puede reducirse en casi todas las partes. La
logística de la instalación también resultará
más especializada para los propósitos eólicos marinos.
Utilizar la experiencia para reducir
el riesgo
“Muchos de los campos de un proyecto de
energía eólica marina corren ciertos riesgos,
de manera que la gestión activa del riesgo
representa una parte importante de la reducción de costes. Cuando puedan concluirse
más proyectos con éxito y se demuestre la
fiabilidad del funcionamiento, el riesgo de
que aumenten los precios y, por tanto, los
costes, pueden reducirse aún más. Cuando
los inversores vean este desarrollo, la inver-
tently developed and reaches a capacity of
9 Gigawatt.
“Many things will contribute to decrease
the cost; from larger wind turbines over
optimized logistical concepts to less risk
mark-ups,” says Johannes Kammer, Program Manager LEC Reduction at BU Offs-
sión de capital para la energía eólica en alta
mar también se verá reducida.”
Sin embargo, como la industria aún tiene
que desarrollarse, la estabilidad del marco
político es fundamental para poder alcanzar la reducción de costes, explica Kammer. “Una perspectiva a largo plazo con
unas condiciones reguladoras estables son
la base para que pueda existir un clima de
inversión fiable. Esto resulta esencial para
poder fomentar inversiones a lo largo de
la cadena de suministro para la fabricación
automatizada, las actividades de I+D y la
entrada de nuevas empresas en el mercado que apliquen la competencia. Por
otra parte, la introducción de normas de
certificación uniformes simplificará la compleja situación y contribuirá a reducir los
costes.”
¿Cuáles son sus recomendaciones
para el sector?
“El sector debe tomarse muy en serio la tarea de reducción de costes para garantizar
que la energía eólica marina siga siendo un
pilar importante en el futuro paquete de
energías. Vattenfall se halla bien posicionada, cuenta con una serie de atractivos
proyectos marinos en los cuales la generación de electricidad a un nivel bajo de
costes es uno de los principales retos.”
energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
OFFSHORE WIND ENERGY
Growing experience to reduce risk
“Many fields in an offshore wind project
are affected to certain risk, so active risk
management is an important part of cost
reduction. When more projects can be fi-
energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
But, as the industry still needs to develop,
a stable political framework is the fundamental to reach the cost reductions, Kammer says. “A long-term perspective with
stable regulative conditions is the basis for
a reliable investment climate. That is essential to trigger the investments along the
supply chain for automated fabrications,
R&D activities and new market entries
enforcing competition. Furthermore, the
introduction of uniform certification standards will simplify the complex situation
and contribute to drive the costs down.”
Vattenfall
hore Wind Projects, one of more than 40
independent experts behind the study.
So far, offshore wind power is a rather
immature business with some years ahead
to reach up to an industrial scale. Learning
curves that will reduce costs are just in an
early phase. “Remember, the industrial deployment of offshore wind farms far from
shore in deep waters started just few years
ago, compared to the expansion of onshore wind which started in the late seventies“
The study shows that the levelised cost of
energy (the cost of energy production over
the plants lifetime) can be reduced in almost all parts. The installation logistics will
also become more specialised for offshore
wind purposes.
DanTysk wind farm/ Parque eólico marino de DanTysk.
nalized successfully and operation proves
reliable, risks mark-ups and thereby costs
can be reduced further. When investors
see this development, the cost of capital
for offshore wind will also decrease.”
What are your recommendations
to the industry?
“The industry must take the task of cost
reduction very seriously to ensure that
offshore wind will continue to be a major
cornerstone in the future energy mix. Vattenfall is well positioned with a pipeline of
attractive offshore projects where the generation of electricity at a low cost level is
among the key objections” 45
OFFSHORE WIND ENERGY
BJÖRN KRAMER
TÜV SÜD INDUSTRIE SERVICE
Safety at sea
As far as ships are concerned, all offshore wind turbines are obstacles restricting their shipping
routes. But what specific safety risks are associated with offshore wind farms? An assessment
by TÜV SÜD.
A
46
be observed. In addition, the statistical
probability of a collision between a wind
turbine and a large ship that involves consequences regarded as barely tolerable
must not exceed 1 in 100 years.
Pictures: Tüv Süd.
lthough wind farms off the German coast are installed at a certain distance from shipping routes, collisions can never be fully excluded.
This concerns large sea-going vessels that
must take evasive manoeuvres or may be
unable to manoeuvre, as well as routine
landing operations of service boats for repair and maintenance work. In the latter
case, the repeated impacts caused by landing operations impose stresses on both
the offshore wind turbine and the boats.
This may involve risks for the workers and
mechanics working on the platform, but
can also damage the wind turbine’s tower
or the components of its drive unit in the
nacelle.
Many aspects of collision analysis are still
the subject of controversial discussions in
the offshore sector, since clear standards
and regulatory requirements for pilot projects in deep-sea areas have not yet been
established for all areas concerned. Calculation models and computer simulations
deliver the majority of arguments and are
therefore important instruments for improving the assessment of marine navigational safety risks. How do wind turbines
have to be designed and dimensioned to
minimise the consequences of a collision
or an impact during the landing operation
of a service boat? To provide an answer to
this question, experts must also investigate
the possible risks that a collision involves
for people, ships and the environment,
and determine its effects on wind turbines
as far as possible.
This corresponds to the requirements of
the German Maritime and Hydrographic
Agency (Bundesamt für Seeschifffahrt und
Hydrographie, BSH), the competent approval authority located in Hamburg. The
FE model of a tanker.
Very detailed FE model of a new, modern double-hull
tanker built by a German shipyard in accordance
with common structural rules (a) central cargo
tanks (b) stiffening details and mesh quality in the
bulkhead, and the double hull (c) ribs in the double
bottom of the front cargo tank.
authority ensures that Germany fulfils its
international obligations in ensuring largely undisturbed maritime transport. For
wind farms, for example, a safety clearance of 4.5 km to any shipping routes must
Keywords for theoretical models
Given the above, the consequences of a
possible collision between a ship and a
wind turbine and the cyclic loads imposed during the landing operations of service boats are analysed. However, which
assumptions and parameters are relevant
for analysis? Which model is the most suitable for calculation? And what does this
imply for the designs of foundation structures and offshore wind turbines? When
calculating the loads of impact operations,
experts must take many aspects into consideration that significantly influence the
stability and service life of a wind turbine.
First experiences have shown that estimates of service loads imposed during routine
landing operations of smaller service boats
are still very inaccurate.
Damage to the boat and deformed or
failing components of the wind turbine’s
landing platform increase the risks for mechanics at the critical moment of landing,
and may, in some cases, even result in lifethreatening situations. Given this, numerical models and analyses should aim at safe
yet cost-efficient turbine design, which
fulfils the required safety criteria in case of
a collision while also ensuring functionality
and providing reserves for reliable longterm routine operations.
New approaches required
Dynamic (transient) calculations of the
cyclic load case of “impact during the
landing of service boats” require far more
energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
OFFSHORE WIND ENERGY
FE model of ship and offshore wind turbine.
The figure shows the explicit FE analysis of the moment in which the floating ship
first comes into contact with the wind turbine.
accurate approaches than the simplified,
highly conservative minimum requirements of the BSH, which demands qualitative assessment of the “collision with a
reference ship” load case. This is because
assessment of the landing impact must
take into account the localised stresses at
the contact area and the maximum forces
of inertia in the nacelle. These data can
then be used to determine the deformation and fatigue of the primary and secondary steel structure – and possible damage
to mechanical components in the nacelle.
For collision analysis, the BSH only demands a qualitative statement that answers the following questions:
s Does the design of the wind turbine provide for adequate resilience to
avoid tearing of the inside hull, or does
resilience have to be improved (= proof
of collision tolerance)?
s Can the wind turbine break and fall
onto the ship?
s In which of the four categories – minor, moderate, major or catastrophic
– does risk consequence have to be
classified?
According to the BSH, the representative
reference ship must be assumed to float at
2 m/sec perpendicular to the water current
and hits the wind turbine or transformer
platform at its precise centre of gravity.
However, do the water masses which are
energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
Result of FE analysis.
The diagram shows the remaining deformation of the ship’s outside hull. At 7.4
sec after the collision, localised stresses exceed the limit of 355N/mm². The steel
has suffered permanent deformation. However, the hull has not yet ruptured as the
elongation limit of the ductile steel has not yet been exceeded.
first set in motion and then decelerated
have to be included in the calculations?
Does the 40% rule also apply to collisions
between two deformable partners, in
which said partners have longer periods
of contact? How do wind and current in
and after the first phase of contact impact
on the consequences of collision? Can the
ship reverse, or does it have to turn around
the turbine (which may involve the risk of
tearing open in the course of this manoeuvre)? What are the consequences if the
ship collides with a transformer platform
that is likely to be staffed at the time of collision? Do the service loads acting on the
wind turbine that are caused by wind and
waves increase the risk of tower buckling
causing the nacelle to fall? How do conditions at sea ground affect wind-turbine
stability?
Specifying influencing factors
To determine the forces in contact with
the offshore structure, exact models of
the wind turbine are required that include
soil stiffness, the dampening properties of
structural elements and water and, where
appropriate, calculations carried out with a
fluid dynamic programme (CFD). This systematic analysis is a very complex process
that cannot always be solved in an integrated and satisfactory manner as yet. However, damage that has occurred to date and
Many aspects of
collision analysis
are still the subject
of controversial
discussions in the
offshore sector
first analyses have shown that closer investigation is a meaningful approach. This
demonstrates the great need for discussion by all stakeholders and the fact that
harmonised standards are required in the
medium term.
While uniform standards for offshore
structures have become established in
the oil and gas industry, the relatively new
offshore wind-power sector is still struggling to introduce such a standard. TÜV
SÜD, and in particular its Hamburg-based
Offshore Wind Power department, work
with other stakeholders on developing
such a standard. Over recent years, the
company has continuously recruited new
experts and expanded its computer capacities to carry out simulation processes. At
present, the department is investigating
complex technical issues in the field of
offshore wind power within the scope of
several innovation projects 47
OFFSHORE WIND ENERGY
TONY LENNON
INDUSTRY MANAGER - INDUSTRIAL AUTOMATION
AND MACHINERY AT MATHWORKS
Electrical simulations model large wind farms
Simulation is the most practical way to model the performance of a wind farm and test its ability
to respond to grid transients, system operator requests, and other phenomenon associated with
wind turbines. The challenge is to model the wind farm at a level of detail that balances fidelity
of the entire system with speed of simulation.
W
ind-farm developers must
make accurate calculations
about a farm’s capability to
maintain its electrical output under scenarios that include wind availability, turbine
conditions, and transmission-system interaction at the grid point of connection.
Similar calculations are useful for a better
understanding the farm’s specified performance compared to its actual power
output. Some studies use simulations that
assume average wind values and turbine
power curves but, these basic calculations
do not reveal the impact of the wind turbines’ power electronics on the quality of
electricity, the capability of the farm to stay
connected to the grid, or the effect of the
transmission system on the wind farm and
individual turbines. A realistic understanding of a wind farm’s electrical capability
requires a simulation using higher fidelity
models that capture electrical and mechanical dynamics of individual turbines.
Several situations in the transmission system can impact the wind farm. Regardless
of voltage and frequency fluctuations in
the transmission system, a farm is generally required to stay connected to the grid
during transient conditions. Low voltage
ride through (LVRT) capability is common
Las simulaciones eléctricas modelan parques
eólicos de gran tamaño
Los desarrolladores de parques eólicos deben hacer cálculos precisos sobre la capacidad de un parque para mantener su producción eléctrica en supuestos que incluyan
la disponibilidad de viento, las condiciones
de los aerogeneradores y la interacción del
sistema de transmisión en el punto de conexión a la red. Cálculos similares son útiles para comprender mejor el rendimiento
especificado del parque en comparación
con su producción efectiva de energía. Algunos estudios se sirven de simulaciones
que asumen valores de viento y curvas de
potencia promedios, pero tales cálculos básicos no revelan el impacto de la electrónica
de potencia de los aerogeneradores en la
calidad de la electricidad, la capacidad del
parque para mantenerse conectado a la red
o el efecto del sistema de transmisión so-
48
bre el parque eólico y cada aerogenerador
individualmente. Para tener un conocimiento realista de la capacidad eléctrica de un
parque eólico es precisa una simulación que
utilice modelos de mayor fidelidad que capturen la dinámica eléctrica y mecánica de
cada aerogenerador por separado.
En el sistema de transmisión pueden
darse diversas situaciones que repercutan
en el parque eólico. Con independencia de
las fluctuaciones de voltaje y frecuencia del
sistema de transmisión, por lo general se
exige que un parque se mantenga conectado a la red durante condiciones transitorias. La capacidad de respuesta a huecos
de tensión (LVRT) es habitual hoy en día
en los aerogeneradores modernos y con
frecuencia es un requisito del operador del
sistema en las nuevas instalaciones de par-
in today’s modern turbines and often a requirement of the system operator in new
wind-farm installations. The grid operator
may request that the farm provide supplemental reactive power during a transmission system transient for unspecified periods. While commands to the wind farm
are delivered through its SCADA system,
each wind turbine must properly respond
individually to the wind driving it. Simulations incorporating turbines that exhibit
electromagnetic dynamics help wind-farm
designers and operators better understand
the farm’s ability to react and compensate
for grid faults and transients.
ques eólicos. El operador de la red puede
exigir que el parque proporcione potencia
reactiva suplementaria durante una condición transitoria del sistema de transmisión
durante periodos sin especificar. Aunque
las órdenes se transmiten al parque eólico
mediante su sistema SCADA, cada aerogenerador debe responder adecuadamente
por separado al viento que lo acciona. Las
simulaciones que incorporan aerogeneradores que muestran la dinámica electromagnética ayudan a los diseñadores y
operadores de parques eólicos a comprender mejor la capacidad del parque para
reaccionar ante los fallos y las condiciones
transitorias de la red y compensarlos.
Existen otros efectos que inciden en la
capacidad y el funcionamiento de un parque eólico. A resultas de sus ampliaciones,
cabe la posibilidad de que los parques
eólicos incorporen diferentes tipos de aerogeneradores, con distintas capacidades
de generación de energía. Con el paso
energética
INTERNATIONAL
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OFFSHORE WIND ENERGY
Other effects impact the
capacity and operations of a
wind farm. As they expand,
wind farms may incorporate
different turbine types with
varying power outputs. Over
time, a turbine’s power output degrades and fluctuates
as major components age,
making a single turbine a
source of electrical disturbance from farm to grid. And
then the grid can produce
subsynchronous resonance
that will affect individual turbines. This phenomenon can
damage turbine drive trains,
mainly double-fed induction
generators, which do not use a full power
converter.
Simulation is the most practical way to
model the performance of a wind farm
and test its ability to respond to grid
transients, system operator requests, and
other phenomenon associated with wind
turbines. The challenge is to model the
wind farm at a level of detail that balances fidelity of the entire system with speed
of simulation. A useful simulation will also
contain models of the farm’s supervisory
control logic, electromagnetic models of
the turbine power converters and generators, grid compensation, grid loads, and
wind profiles. Electromechanical effects in
the turbine models, such as blade pitch
control, can be simulated as variable efficiency factors converting wind speed into
mechanical rotation.
Today’s simulation software ranges in capabilities, some focusing
strictly on electrical models, while
others offer multidomain models
that include controls, electrical,
mechanical, thermal, and other domains. Almost all simulation software offers some kind of scripting
language that lets users develop
custom models. Another software
feature useful to farm operators is
the capability to tune model parameters by directly comparing simulations to operational data. Doing
this increases the accuracy of a
wind-farm model, letting operators
confidently use the results of the
simulations over a range of conditions. Software using ordinary differential
equation solvers is more appropriate to
simulations involving electrical transients
because the software offers a tradeoff between model fidelity and speed. To increase
simulation speed, the power electronics of
converters in the turbine may be simulated
using average value models instead of full
switching models while maintaining full
electromagnetic transient effects del tiempo, la capacidad de generación
de energía de un aerogenerador va degradándose y fluctúa conforme sus componentes principales envejecen, lo que hace
que un solo aerogenerador pueda originar
perturbaciones eléctricas en el parque que
se transmitan a la red. Y a continuación
la red puede a su vez producir una resonancia síncrona que afecte a cada aerogenerador. Este fenómeno puede dañar el
sistema de transmisión de los aerogeneradores, principalmente los generadores de
inducción con doble alimentación, que no
utilizan un conversor de tensión completo.
La simulación es la forma más práctica
de modelar el rendimiento de un parque
eólico y probar su capacidad de respuesta
ante las condiciones transitorias de la red,
las solicitudes del operador del sistema y
otros fenómenos asociados a los aerogeneradores. El reto consiste en modelar el
parque eólico con un nivel de detalle que
equilibre la fidelidad al sistema en su inte-
gridad con la velocidad de simulación. Asimismo, una simulación útil contendrá modelos de la lógica de control de supervisión
del parque, modelos electromagnéticos de
los convertidores de tensión y los generadores de los aerogeneradores, compensación de la red, cargas de la red y perfiles de
viento. Los efectos electromecánicos sobre
los modelos de los aerogeneradores, tales
como el control del paso de las palas, se
pueden simular en forma de factores de
eficiencia variables que conviertan la velocidad del viento en rotación mecánica.
El software de simulación actual ofrece
diversas posibilidades; algunas se centran
estrictamente en modelos eléctricos, mientras que otras permiten modelos multidominio que incluyen los dominios de los
controles, eléctricos, mecánicos, térmicos,
etc. Prácticamente todas las aplicaciones
de software de simulación ofrecen algún
tipo de lenguaje de scripts que permite a
los usuarios desarrollar modelos personali-
zados. Otra función del software útil para
los operadores de parques es la capacidad
de ajustar los parámetros de los modelos
mediante la comparación directa de las simulaciones con los datos operativos. Hacer
esto aumenta la precisión del modelo de
un parque eólico y permite que los operadores puedan confiar en los resultados
de las simulaciones en diversas condiciones. Un software que utilice solucionadores con ecuaciones diferenciales ordinarias
resulta más adecuado para simulaciones
que manejen condiciones transitorias de
índole eléctrica, ya que el software ofrece
un equilibrio entre la fidelidad del modelo
y la velocidad. Para aumentar la velocidad
de la simulación, se puede simular la electrónica de potencia de los convertidores del
aerogenerador haciendo uso de modelos
de valores promedios en lugar de modelos
cambiantes por completo mientras se mantienen los efectos de las condiciones transitorias electromagnéticas íntegramente energética
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TIDAL ENERGY | ENERGÍA DE LAS MAREAS
SIEMENS
Waves of energy
The generation of electricity from tidal flows requires robust, proven, available, and cost effective
technology. SeaGen-S 2MW, a Siemens project, is the most advanced, field proven tidal
generation system available. As the pioneer and first mover in tidal the energy sector, MCT have
developed and patented key features, that deliver commercially viable electricity generation.
W
hile solar and wind energy
plants are becoming increasingly widespread as a means of
obtaining green energy, there is one area
that remains unexploited and that has
great potential: energy from the sea.
Waves are caused by the wind blowing
on the open sea for hundreds or thousands of kilometres, transferring energy to
the ocean’s surface. Thanks to recent technological advances, this kind of renewable
energy could soon become a much more
viable option.
Today, renewable energies have become
a fundamental component of energy policy. The European Union (EU) has set itself
the ambitious objective of meeting 20%
of if its energy needs from these kinds of
energy sources by 2020.
Many advances have been made in the
quest for clean energy, which help to combat global warming and the limited supply
of fossil fuels. Energy from the sea is one
of the most efficient and powerful alternatives for obtaining energy from the natural
world. In fact the power of the tides is an
important force that has as yet not been
exploited.
According to the International Energy
Agency, the sea could generate over 93,000
terawatt hours (TWh) of power. The energy
generated by wave power plants all over
Oleadas de energía
Mientras que las plantas solares y eólicas
se están convirtiendo en una forma extendida para la obtención de energía verde,
existe una zona hasta ahora sin explotar
y que tiene un gran potencial: la energía
procedente del mar.
Las olas son el resultado del efecto del
viento soplando a lo largo de cientos o miles de kilómetros en mar abierto, lo que
origina una transferencia de energía hacia
la superficie del océano. Gracias a los recientes avances tecnológicos, este tipo de
energía renovable pronto podría significar
una opción mucho más viable.
Hoy en día, las energías renovables se
han convertido en un componente fundamental de la política energética. La Unión
Europea (UE) se ha marcado el ambicioso objetivo de conseguir que en 2020, el
50
20% del consumo esté basado en este
tipo de fuentes energéticas.
En la búsqueda de fuentes de energía
limpias, que permitan hacer frente al calentamiento global y la escasez de combustibles fósiles, son muchos los avances que
se han conseguido. Una de las alternativas
eficientes y más potentes para obtener
energía del entorno, es la que proviene del
mar. De hecho, la fuerza energética de las
mareas es un importante recurso aún por
explotar.
Según la Agencia Internacional de la
Energía, el mar puede generar más de
93.000 teravatios hora (TWh) de potencia.
En concreto, si nos referimos a la energía
generada por plantas mareomotrices en
todo el mundo se estima que rondan los
800 Teravatios hora (TWh) al año. Esto su-
the world is estimated somewhere around
800 terawatt hours (TWh) per year. This is
the same as almost 25% of the total energy
demand of Germany, and equivalent to 4%
of global consumption. The coastal regions
with the strongest ocean currents, such as
the United Kingdom, Canada, France and
Eastern Asia have great potential for using
this technology.
SeaGen: The world’s first wave
power plant
Wave power has the advantage of being
a perfectly controlled technology, generating large amounts of power in places
with large waves. As water has an energy
pone casi el 25% de la demanda total de
energía alemana y equivale a un 4% del
consumo mundial. Las regiones costeras
con fuertes corrientes marinas como en el
Reino Unido, Canadá, Francia y Asia oriental ofrecen gran potencial para la utilización de esta tecnología.
SeaGen: Primera planta
mareomotriz del mundo
La energía mareomotriz ofrece la ventaja de ser una tecnología perfectamente
controlada y que genera altos niveles de
potencia en emplazamientos con oleaje
elevado. Como la densidad de energía del
agua, en comparación con el viento, es
800 veces mayor, la generación de potencia es mucho más eficiente.
Desde el año 2008, la Bahía de Portaferry en Irlanda del Norte acoge la primera
planta de energía que es impulsada por el
flujo de las mareas y que proporciona electricidad a la red. La planta SeaGen de 1,2
energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
TIDAL ENERGY | ENERGÍA DE LAS MAREAS
density 800 times greater than that of air,
it generates power much more efficiently.
Since 2008, Portaferry Bay in Northern
Ireland has been home to the first tidal
power plant that provides electricity to the
grid. The 1.2-MW SeaGen plant is sited
just a few hundred metres from the strait
that links the bay to the Irish Sea. Here,
as the tide rises, the water mass advances
over the facility at up to five metres per second, going out six hours later at the same
speed. The energy potential is enormous,
and the advantage is that the tidal currents
are predictable. The lunar calendar can be
used to calculate the speed of the tides on
each day of the week.
The plant produces 20 megawatts of
energy per hour, enough to supply clean
and efficient energy to 1,500 households.
The system has been developed by the
company Marine Current Turbines Ltd.,
which currently belongs to Siemens.
From a technological perspective, SeaGen looks like a wind turbine immersed in
MW está ubicada a unos pocos cientos de
metros del estrecho que une la Bahía con
el Mar de Irlanda. Allí, las masas de agua
avanzan con cada pleamar hasta cinco
metros por segundo sobre el proyecto natural para retirarse seis horas después con
la misma rapidez. Se trata de un potencial
energético enorme y cuenta con la ventaja
de que las corrientes marinas son predecibles. Según el calendario lunar, se puede
calcular la velocidad con la que actúan y el
día de la semana en el que ocurrirán.
La planta produce 20 megavatios de
energía cada hora, suficiente para abastecer a 1.500 hogares de manera limpia y
eficiente. El sistema ha sido desarrollado
por la empresa Marine Current Turbines
Ltd. que, actualmente, pertenece a la empresa Siemens.
Desde el punto de vista tecnológico,
SeaGen se parece a un aerogenerador sumergido en el agua. Se compone de dos
rotores que trabajan de manera similar
a un molino de viento pero que, debido
a la mayor densidad del agua, necesitan
de palas más pequeñas. Para minimizar
los costes de instalación, la estructura de
soporte o travesaño está instalada en una
estructura única.
Con el objetivo de utilizar las corrientes
marinas, las palas del rotor pueden girar
180 grados. Esto significa que el sistema
puede producir electricidad durante 20
horas al día independientemente de las
condiciones climáticas y de los costes de
energía primaria.
Durante el funcionamiento, los rotores se
encuentran tres metros por debajo del nivel
del agua. Pero para permitir un mantenimiento fácil y seguro, la traviesa se puede
elevar por encima del nivel del mar. Gracias
al elevador hidráulico, se ahorran cerca de
100.000 euros en mantenimiento. Es lo que
costaría contratar un barco especial que estuviera en condiciones de hacer emerger las
unidades de 27 toneladas.
El proyecto actual es sólo un punto de
partida. Siemens cree en el potencial de
las plantas de energía mareomotriz y sigue invirtiendo en esta tecnología junto
a sus socios. En este momento, se está
desarrollando una versión mejorada de
SeaGen de 2 MW en la que se utilizan las
sinergias con la división de energía eólica
de Siemens.
En el futuro, muchos componentes de la
planta, entre ellos engranajes y generadores, serán suministrados por unidades de la
compañía que proveen a los proyectos eólicos de la compañía. Además, los rotores
de la central mareomotriz tendrán pronto
tres palas en lugar de dos, en analogía con
los aerogeneradores. Esto permite una
marcha más tranquila de los rotores y las
cargas se distribuyen de manera óptima.
En los próximos años, está previsto que
Escocia y Gales construyan en sus costas
parques similares a SeaGen pero con cuatro y cinco turbinas, respectivamente.
energética
INTERNATIONAL
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51
TIDAL ENERGY | ENERGÍA DE LAS MAREAS
what it would cost to rent a special vessel
to haul out the 27-tonne units.
These system features have been fieldproven since installation in 2008, of the
commercial scale, SeaGen – S 1.2 MW grid
connected system. By 2012, SeaGen–S had
delivered ten times the amount of electricity to the grid than all other tidal devices
combined. Following MCT’s acquisition by
Siemens, SeaGen-S 2MW is being developed and tested to the highest production
standards, benefitting from Siemens world
class, delivery of renewable energy technology to global utilities. SeaGen-S 2MW
is designed around the principles of; CostEffectiveness, Availability, Proven Engineering and Environmental Responsibility.
Cost-Effectiveness
Each SeaGen-S 2MW device consists of
twin 1MW powertrains, delivering 2MW
of grid conditioned
electricity to the substation. This configuration reduces the cost per MW by minimising cabling and associated distribution
infrastructure. The pitch-controlled blades
and high efficiency powertrains, extract
the maximum energy from the available
tidal resource.
Specifications
Rotor
s $IAMETERM
s 3WEPTAREAMFOR
ROTORS
s 2OTORSPEEDnRPM
s 0OWERREGULATION!CTIVE
BLADEPITCHREGULATION
TransmissionSystem
s 'EARBOXTYPE0LANETARY
s 'EARBOXCOOLING$IRECT
TOPASSINGSEAWATER
Mechanical brake
s 4YPE(YDRAULICALLYRELEASED
Generator
s 4YPE!SYNCHRONOUS
s .OMINALPOWER2ATED
TOPROVIDEK7INTO
GRIDEXPORTCABLE
s 6OLTAGE6
s #OOLINGSYSTEM$IRECTTO
PASSINGSEAWATER
Monitoring system
s 3#!$!SYSTEM7EB
BASED
s 2EMOTECONTROL&ULL
TURBINECONTROL
the water. It is made up of two rotors that
work in a similar way to a windmill, but
that – due to the greater density of water
– have smaller blades. In order to minimise
the installation costs, the support structure
or beam is installed on a single structure.
The rotor blades can turn through 180
degrees in order to exploit marine currents. This means the system can produce
52
Tower
s 4YPE#YLINDRICALTUBULAR
STEEL
s (UBHEIGHT4AILOREDFOR
WATERDEPTHNAVIGATION
CONSTRAINTISSUES
Operational data
s #UTINTIDALSPEEDMS
s 2ATEDPOWERATMS
Weights
s $RIVETRAINSTONS
s 4OWER3ITESPECIlC
electricity for 20 hours per day, whatever
the weather conditions and primary energy costs.
While they are operating, the rotors are
three metres below water level. However, in order to simplify maintenance and
make it safer, the beam can be raised above sea level. Its hydraulic lift saves around
100,000 in maintenance costs. This is
Availability
Building upon 1000’s of generating hours
from SeaGen –S 1.2MW, SeaGen-S 2MW
has matured its engineering for greater
reliability. With its unique raising mechanism allowing low cost and rapid access to
the powertrains, and power conditioning
and control systems in its tower, SeaGen-S
provides unparalleled maintainability and
unbeatable availability.
Proven Engineering
With 3GWh generated by 2012 and the system continuing in 24-7 operation, SeaGenS has proven its’ engineering way beyond
any competing device. Not only is the concept fully demonstrated, but the detailed
engineering design including longer-term
fatigue characteristics are now proven.
Environmental
In addition to producing zero-carbon
electricity, MCT is committed to ensuring
minimal impact on the environment from
installation and operation in sensitive coastal waters. An independent environmental
energética
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TIDAL ENERGY | ENERGÍA DE LAS MAREAS
monitoring programme was commissioned to study the installation and first three
years of operation of SeaGen 1.2 MW. In
2012 the studies concluded that, with the
mitigation in place, there had been “no
significant environmental impact”.
SeaGen-S 2MW
The SeaGen-S 2MW tidal generation system evolves the highly successful 1.2MW
SeaGen S device that has been operational
in Strangford Lough since 2008. With the
insight and experience gained from this
project, MCT has been able to optimise
the system design to deliver 2MW with
greater availability and at lower cost.
Rotor
The SeaGen S tidal turbine incorporates
twin horizontal axis rotors. The rotors utilise an active blade pitching system which
limit structural forces during high flow conditions. This allows the use of blades that
are highly efficient over the full range of
tidal velocities, from initial cut-in through
to rated flow. Energy capture is further enhanced by variable speed operation which
allows the turbine to operate at its optimum
tip speed ratio (all the way up to up to rated power) and also minimises the dynamic
loads on the transmission system. In summary, the variable speed and active pitch
features allow efficient energy capture over
the full range of tidal velocities and minimise
structural loading, weight and cost.
Blades
The highly efficient rotor blades are constructed from composite materials and
are the most advanced and tested blade
technology used in tidal generation. The
2MW design blades are being verified by
static and dynamic testing, building upon
25,000+ blade operating hours gained
during the 1.2MW SeaGen and SeaFlow
projects .
Rotor hub
The rotor hub houses the blade pitch actuators, slew bearings and automatic greasing system in a compact and easily maintainable configuration.
Blade pitch system
The blade pitch arrangement is used to optimize and regulate power output througenergética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
hout the operating range. The blades can be
feathered to minimize hydrodynamic loads
during extreme wave or tidal conditions.
Main shaft and bearing
The main shaft is forged in alloy steel and
is hollow for the
transfer of power and signals to the blade pitching system via slip rings.
Gearbox
The efficient and lightweight planetary
gearbox allows a very compact and light
power train to be realised. This simplifies
maintenance operations and support logistics as well as reducing overall structural weight and cost. The intermediary and
high speed stages are normal helical stages
arranged with an offset of the high-speed
shaft, allowing the passage of power and
control cables to the pitch systems. The
gearbox is equipped with large capacity filtering systems that ensure optimum
operating conditions and up to 12 months
of operation between filter changes. The
gearbox is fully sealed and is cooled by the
tidal flow.
Generator
The generator is a fully-enclosed asynchronous machine with squirrel-cage
rotor, which does not require slip rings
and is very robust. In addition to variable
speed operation, the use of frequency
converters enables the generator to achieve high part-load efficiency, allowing the
turbine to achieve high system efficiency
across the range of tidal flow velocities.
The generator is cooled naturally by the
water flow.
Mechanical brake
The system incorporates a hydraulically
realised brake which serves as a parking
brake for crossbeam lifting and maintenance operations, and is also used to ensure safe shut-down under some theoretical
fault conditions.
Controller
The turbine utilises a standard wind turbine control system provided by a leading
supplier. The controller is compatible with
turbine safety requirements, is selfdiagnosing and includes a keyboard and display
53
TIDAL ENERGY | ENERGÍA DE LAS MAREAS
for easy status readout and adjustment
of settings. The system allows; remote
interrogation, the reset of turbine alarms
and provides comprehensive data logging
functionality.
Power conversion
The power conversion system allows the
rotor to operate at optimal speed over the
range of tidal velocities (from initial cutin to rated power) whilst supplying grid
compatible electrical power at a frequency
and voltage to match the local distribution
network. The power conversion system is
a modular arrangement for easy maintenance. The frequency converter output
is interfaced to the grid via an onboard
transformer, protection switch and standard grid protection relay. Each SeaGen
device is a
self-contained power station, requiring
minimal onshore infrastructure and permitting multiple machines to use a common subsea cable.
Grid compliance
The SeaGen system complies with current
grid code requirements and due to the use
of modern frequency converters, can be
adapted to meet emerging standards and
network requirements associated with tidal arrays.
54
Operation
The tidal turbine operates automatically,
self-starting when the tide reaches an average speed of about 1 m/s. During operation below rated power, the pitch angle
and rotor speed are adjusted to maximize
the hydrodynamic efficiency. Rated power
is reached at a tidal speed of about 2.5
m/s. At higher tidal speeds the output is
regulated at rated power and rated rotational speed.
Remote control
The tidal turbine is equipped with a web
based SCADA system. This system offers;
remote control, a variety of status views
and useful reports from a standard internet web browser. The status views present;
electrical, mechanical, meteorological and
tidal data, as well as operation, fault and
grid status.
Turbine Condition Monitoring
In addition to the Web SCADA system, the
turbine is equipped with a web-based Turbine Condition Monitoring (TCM) system.
The TCM system carries out precise, continuous, real time, condition diagnostics
on main turbine components. The TCM
system has various alarm levels, from informative through alerting level to turbine
shutdown.
Support Structure
The twin 1MW tidal turbine drive trains are
mounted at each end of a crossbeam which
in turn is supported by a surface piercing
tubular steel tower. The cross beam can be
raised, as required above the sea surface
to maintain the drive trains, avoiding the
cost and delay associated with expensive
marine vessels. MCT can provide support
to array developers to design foundations
to meet local site conditions.
The current project is only a starting
point. Siemens believes in the potential of
wave power plants and is continuing to invest in this technology along with its partners. At the moment it is developing an
improved 2-M version of SeaGen, which
will harness synergies with Siemens’ wind
energy division.
In future, many of the plant’s components, including gears and generators, will
be supplied by company units that currently
supply the firm’s wind power projects. In
addition, the rotors of the wave power
plant will soon have three blades instead of
two, just like wind turbines. This will enable
the rotors to turn much more smoothly, ensuring an optimal load distribution.
Scotland and Wales are expected to build
plants similar plants to SeaGen on their
coasts in coming years, but with four and
five turbines, respectively energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
CSP
ALISON EBBAGE
CSP TODAY
CSP in Jordan: from dream to reality
CSP has massive value to add to domestic energy consumption. But its cost is a disadvantage
in a national policy framework that is not CSP specific.
C
SP energy has massive potential in
Jordan. The government has big
plans for the development of renewables, stemming from the desire to reduce dependence on expensive energy imports
and satisfy a growing domestic demand for
energy. Although renewables targets have
been split into type, they have not been split
by technology meaning that solar is a single
figure target. The overall target for solar in
Jordan is 600 MW by 2020. This means that
there is no specific CSP provision, and the
potential for CSP to gain significant traction
remains limited because PV is perceived to
be the cheaper option.
Nevertheless the first Concentrated Solar Power (CSP) project was recently launched in cooperation with the European
Union with an expected 10 million Euro
grant. It is a 5MW plant that will also be
used as a training center for the National
Center for Research and Development/
Energy Program, and local workforce.
In addition two direct proposal projects
in Jordan with total capacity of 75 MW
have signed Memorandum of Understanding (MOU) With the Ministry of Energy
(MEMR). Final proposals are expected to
be submitted by the end of the second
quarter of 2014.
The need for a renewable energy programme is clear; Jordan imports over 90%
of its energy and in 2012 energy expendi-
ture accounted for 21% of GDP. In addition the expectation is for a surge in demand by 5.5% by 2020.
To counter this an Energy Strategy, launched in 2007, stipulated that by 2020 the
share of renewables within the overall
energy mix should amount to 10%.
The Renewable Energy and Energy Efficiency Law in 2012 then allowed for direct proposal submissions for renewables.
Effectively investors and developers are
free to identify and develop renewable
grid-connected electricity production projects.
The law also allowed for standard power
purchase agreements (PPAs) and a reference price list for the various renewable technologies was issued in May 2012. Since
then there has been considerable interest
in numerous proposals, some of which
have received pre-qualification status and
now look likely to go ahead.
Termosolar en Jordania: entre el deseo y la realidad
La energía de concentración solar (CSP, por
sus siglas en inglés) tiene gran potencial
para la red eléctrica. Pero su coste es una
desventaja si no hay un marco regulatorio
específico para la tecnología termosolar.
En el caso de Jordania la termosolar tiene grandes posibilidades. El gobierno ha
diseñado un plan para el desarrollo de las
renovables con un doble objetivo: reducir
la dependencia en las importaciones de
energía que resultan caras y de satisfacer
una creciente demanda nacional.
En el caso concreto de Jordania, el plan
de renovables se ha divido por tipo de
energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
energía pero no se ha especificado la tecnología. Por su parte, la solar tiene un objetivo único de 600MW para el 2020. No
hay una previsión concreta para la CSP y la
competición con la fotovoltaica, más barata y económica, es dura.
Pero hay buenas noticias para la termosolar ya que hace poco se presentó el primer proyecto de CSP en colaboración con
la Unión Europea con una ayuda prevista
de 10 millones de euros. Se trata de una
planta de 5 MW que también se empleará
como centro de formación para el Centro
Nacional para la Investigación y el Desarro-
llo/Programa de Energía y que contará con
mano de obra local.
Además, dos proyectos con una capacidad total de 75 MW se han firmado en
el memorando de acuerdo (MoU) con el
Ministerio de Recursos Energéticos y Minerales en Jordania. Se espera que las propuestas finales se entreguen al final del
segundo trimestre de 2014.
La necesidad de un programa de energía
renovable es clara: Jordania importa más de
un 90% de su energía y en 2012 su gasto
en energía supuso un 21 % del PIB. Y esto
no es todo porque además se espera que
55
CSP
develop CSP projects in Jordan with a capacity of 25 MW, 50 MW respectively. The
time of submittal of final proposals from
both companies is expected to be the 2nd
quarter of 2014.”
In addition to this first round, the deadline for a second round of initial proposals
has been extended to the end of October
this year. How many of those proposals
will end up as CSP remains to be seen.
The way forward for CSP is not clear: Indeed the policy is only for solar, not which
type of technology. According to Leith AlAli, Jordan and Saudi renewables team at
Eversheds, out of original 30 or so memorandums of understanding (MOU) that
were signed, about 12 were then assigned
pre-qualified status- all of which were PV.
A further 12 then submitted direct proposals and five of those were accepted.
Three are for PV and should have a PPA
in place by the end of the year and the
remaining two for CSP should submit their
final proposals by the end of the second
quarter next year.
Khaldon Habahbeh, technical studies engineer at the Electricity Regulatory Commission (ERC) comments: “Two international Companies (Abengoa Solar, Mitsubishi
Corporation) signed two Memorandums
of Understanding (MOU) with the Ministry
of Energy & Mineral Recourses (MEMR) to
National Grid
The fate of CSP is also dependent to an extent on upgrades to the national grid and
its capacity to accommodate extra energy.
The overall target for renewable is 1,800
MW and a ‘Green Corridor’ transmission
line is currently under development. By
2015 it is expected to be able to cope with
the extra energy generated by having an
annual capacity increase of between five %
and seven%.
Habahbeh comments: “The current capability of the transmission system is limited
to 600-700 MW overall from renewables.
Although capacity is to be increased and an
additional 132kV lines to connect renewables
to the to the major load centre in the country,
se produzca un aumento en la demanda de
un 5,5 % para 2020. Además habría que
sumar que Jordania espera que para 2020
la cuota de renovables dentro del mix energético represente hasta un 10 %.
gía a finales de año y las 2 restantes para
termosolar tendrían que entregar sus propuestas finales en el segundo trimestre del
próximo año.
Khaldon Habahbeh, ingeniero de estudios técnicos en la Comisión Reguladora
de Energía (ERC, por sus siglas en inglés),
comenta: “Dos empresas internacionales
(Abengoa Solar y Mitsubishi Corporation)
firmaron dos memorandos con el Ministerio de Recursos Energéticos y Minerales para desarrollar proyectos de CSP en
Jordania con una capacidad de 25 MW
y 50 MW, respectivamente. Está previsto que el segundo trimestre de 2014 sea
cuando las dos empresas tengan que entregar las propuestas finales”.
Aparte de esta primera ronda, se ha
ampliado la fecha final para una segunda
ronda para finales de octubre de este año.
Todavía está por ver cuántas propuestas
terminarán siendo de termosolar.
Las peculiaridades de la red
eléctrica jordana
La suerte de la CSP también depende de
una ampliación y actualización de la red
nacional y su capacidad para albergar
energía adicional. El objetivo general para
renovables es de 1800 MW y en la actualidad se encuentra en fase de desarrollo
una línea adicional conocida como el ‘corredor verde’. Se espera que para 2015
pueda hacer frente a un incremento de
capacidad anual de entre un 5 % y un
7 %.
Habahbeh afirma: “La capacidad actual del sistema de transmisión se limita
a un total de 600-700 MW procedente
de renovables. Aunque la capacidad va
a aumentar y habrá líneas adicionales de
132 kV para conectar renovables al centro de carga principal en el país, todavía
habrá limitaciones en la capacidad general de la red de transmisión”.
El futuro de la termosolar en
Jordania paso a paso
El rumbo de la CSP no está claro. De hecho, la política es sólo para la energía
solar, no para un tipo concreto de tecnología. Según Leith Al-Ali, miembro del
equipo de renovables en Jordania y Arabia
Saudí sustentabilidad en Eversheds, unos
30 memorandos de entendimiento que se
firmaron en un principio, posteriormente
pasaron al estado de cualificación previa
en torno a 12 y todos consistían en fotovoltaica. 12 más presentaron después
propuestas directas y se aceptaron 5. 3
son para fotovoltaica y deberían contar
con un acuerdo para la compra de ener-
56
energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
CSP
there will still be limitations in the transmission network’s overall capacity.”
Although increased capacity is good
news overall, as things stand CSP power
might be at a disadvantage in that per unit
of energy it is more expensive than base
load power and PV. Until the value, as opposed to monetary value, of CSP’s storage
capacity is appreciated then it looks likely
to lose out on cost alone.
Financing
Financing meanwhile is also a sticky issue:
Jordan is a part of the MENA CSP scale-up
Sin embargo, aunque el incremento de
capacidad es una buena noticia en general,
tal y como están las cosas, la energía termosolar podría encontrarse en desventaja por
ser más cara que, por ejemplo, la fotovoltaica. De ahí que el éxito de la termosolar pase
por poner en relieve el valor de su capacidad de almacenamiento para contrarrestar
el elemento negativo del coste.
Financiación – dura competencia
de precios a la vista
Por otro lado, la financiación también es
un asunto que se repite una y otra vez. Jordania puede optar a fondos del Fondo de
Tecnologías Limpias. Asimismo, el gobierno ahora ha publicado una lista de precios
de referencia para diferentes tecnologías
renovables con precios preferentes para
contenidos locales. El precio para la tecnología CSP se sitúa en torno a los 19 USD/
kWh (dólares estadounidenses)
En 2012 se publicaron las normativas
que establecían los precios de referencia
energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
initiative which is eligible for funding from
the Clean Technology Fund (CTF). In addition the government has now published a
reference price list for different renewable
technologies with preferential prices for
local contents. The price for CSP technology is around 19 US c/ kWh, translated
into USD.
Regulations were issued in 2012 setting
out the reference prices (tariffs) for renewables as follows:
s Maximum tariff for Wind projects =
JD0.085 /kwh
s Maximum tariff for Non-PV solar pro-
jects = JD0.135 /kwh
s Maximum tariff for solar PV projects =
JD0.12 /kwh
s Maximum tariff for solar Waste-toEnergy projects = JD0.090 /kwh
s Maximum tariff for Bio Gas projects =
JD0.060 /kwh
Leith Al-Ali comments: “These were ceilings on the tariff so any developer could
initially submit prices at this level or below.”
However because the tariffs in round
one were fixed for those able to sign PPAs
in 2013 – and only solar PV projects are
currently at that stage – CSP developers
(tarifas) para renovables como se indica a
continuación:
s Tarifa máxima para proyectos eólicos =
0,085 JOD/kwh
s Tarifa máxima para proyectos solares
no fotovoltaicos = 0,135 JOD/kwh
s Tarifa máxima para proyectos solares
fotovoltaicos = 0,12 JOD/kwh
s Tarifa máxima para proyectos de
energía procedente de residuos =
0,090 JOD/kwh
s Tarifa máxima para proyectos de biogás = 0,060 JOD/kwh
Leith Al-Ali afirma: “Había límites en la
tarifa así que cualquier promotor podría,
en un principio, presentar precios en este
nivel o por debajo”.
Sin embargo, como las tarifas en la primera ronda se fijaron para aquellos que
pudieran firmar acuerdos para la compra
de energía en 2013, y únicamente los proyectos de fotovoltaica solar se encuentran
actualmente en esa fase, los promotores
siguen siendo capaces de entregar pro-
puestas con este precio límite o uno inferior. Efectivamente, esto significa que
es probable que las propuestas terminen
competiendo en cuanto a precios.
Al-Ali señala: “Como los proyectos de termosolar no se firmarán en 2013, la resolución del consejo de ministros no se aplicará
en su caso. Entonces, tal y como estamos
ahora, los proyectos de CSP entregarán sus
propuestas a un precio de 0,19 USD o inferior ya que el gobierno todavía no ha tomado una decisión para fijar el precio de la CSP
al nivel máximo (los 0,19 USD). Así que, básicamente, si nada cambia, las propuestas
de termosolar terminarán compitiendo en
cuanto a precio”.
De todas maneras, a pesar de estas barreras, Jordania tiene mucho que ganar gracias
a la CSP y puede seguir de cerca ejemplos ya
en práctica en la región. Por ejemplo, Marruecos ha integrado a la termosolar en su
mix energético y está disfrutando de ventajas económicas. Allí, la iniciativa de energía
renovable, al mismo tiempo, ha beneficiado
57
CSP
remain able to submit proposals either at
or below the ceiling price. Effectively this
means that the proposals will most likely
end up competing on price.
Al-Ali comments: “As CSP projects will
not be signed in 2013, the council of ministers resolution will not apply to them.
So, as we stand today, CSP projects will
submit their proposals at the $0.19 price
or lower since there is no decision yet by
the Government to fix the CSP price at the
maximum level (the $0.19). So basically, if
nothing changes then CSP proposals will
end up competing on price.”
But despite these quite significant barriers
Jordan has much to gain from CSP and can
look to other countries for comfort. Morocco, for example has successfully integrated CSP into its internal energy mix and
is seeing significant economic benefits as a
result. There the renewable energy initiative has simultaneously benefited the national need for energy security, mitigated the
effects of climate change, enhanced the
development of local industries and related job creation, encouraged research and
development as well as enhanced skills development.
a la necesidad nacional energética, ha mitigado los efectos del cambio climático, ha
mejorado el desarrollo de industrias locales
y la creación de puestos de empleo y ha impulsado la investigación y el desarrollo.
Pero Michelle Davies, jefa del grupo de
energías limpias y sustentabilidad en Eversheds, tiene dudas sobre si la CSP se podrá
abrir paso en Jordania. “Jordania se ve impulsada por la seguridad energética pero
no es un país rico como Arabia Saudí y me
pregunto si tiene los recursos necesarios
para lograr que la termosolar forme parte,
de manera significativa, de la mezcla energética mientras se considera a la fotovoltai-
ca como una opción más económica”. Ella
cree que Arabia Saudí podría lograr mejores
resultados en el caso de la CSP porque allí el
gobierno cuenta con los medios para financiar el desarrollo y se puede permitir pagar
unos costes de producción mayores con el
fin de beneficiarse de la capacidad de almacenamiento.
Y Leith Al-Ali añade: “Jordania debe
aprender que sin un deseo político por parte del gobierno, el país no podrá garantizar
el éxito de la CSP en el reino. Por tanto, el
gobierno necesita dedicar tiempo a garantizar un marco regulador e institucional
adecuado con el fin de apoyar una visión a
58
Despite some quite
significant barriers
Jordan has much to
gain from CSP and can
look to other countries
for comfort
But Michelle Davies, Head of Clean
Energy and Sustainability Group at Eversheds, is doubtful that CSP will be able
to make significant inroads in Jordan.
“Jordan is driven by energy security but
it is not a wealthy nation like Saudi and
I would question whether it has the resources to make CSP a significant part of
the energy mix while PV is seen as the
cheaper option.” She thinks that Saudi
Arabia could yield better results for CSP
because there the government has the
means to fund development and can
afford to pay for increased production
costs in order to benefit from the storage capacity that is so central to the CSP
proposition in a domestic consumption
context.
And Leith Al-Ali adds: “Jordan must
learn that without adequate political
will at the highest levels of government,
the country will not be able to ensure
the success of CSP in the Kingdom. The
Government will therefore need to take
time in order to ensure that adequate institutional and regulatory frameworks are
in place in order to support the long term
vision for CSP development in Jordan.”
To the surprise of many in the industry,
MEMR has launched the second round of
Direct Proposals Process for Renewable
Energy before the first round has been
completed. In a report by Chadbourne &
Parke, it was highlighted that developers
can submit proposals to government for
large scale projects before 31 October
2013 largo plazo para el desarrollo de termosolar
en Jordania”.
¿Habrá un final feliz para la
termosolar?
Para sorpresa de muchos en el sector, el
Ministerio de Recursos Energéticos y Minerales ha presentado la segunda ronda
del proceso de propuestas para energía
renovable antes de que se completara la
primera. Un informe de Chadbourne &
Parke, destaca que los promotores pueden
presentar propuestas al gobierno para proyectos de energía renovable a gran escala
antes del 31 de octubre de 2013 energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
CSP
POSITAL FRABA
Follow the sun: Reliable
for solar tracking systems
positioning
With rising energy prices and the prospect of dwindling resources, solar energy has the potential of
becoming an important energy resource. However, even with the presence of generous incentive
programs in many jurisdictions, solar energy operators are under relentless pressure to improve
both the efficiency and economics of their systems. One way of achieving useful increases in the
amount of energy produced by solar systems is to keep the solar collectors aimed directly at the
sun. This is accomplished by so-called solar tracking systems. This article describes some of the
motion control technologies used in these systems.
T
here are two main ways to capture
energy from sunlight: In photovoltaic
(PV) systems, arrays of electrically interconnected solar cells typically made from
silicon wafers, convert solar energy directly
into electricity. This technology is impressively scalable and has been used in everything
from the tiny cells that power wrist watches
and pocket calculators to large industrial installations. The capital cost of PV systems is
typically very high.
In solar thermal power plants, sunlight is
focused on a boiler that produces steam to
drive a turbine and generator. Solar thermal
power plants can achieve higher efficiencies
than PV systems and usually require smaller
investments on a dollar per kilowatt basis.
However solar thermal systems have higher
operating and maintenance costs and require a certain minimum size. Commercial use is
only practical in very sunny regions.
Solar tracking systems
For both photovoltaic systems and solar
thermal power plants, solar tracking systems
increase energy efficiency by optimizing the
orientation of the solar collectors with respect to the sun. The tracking is performed
on either one or two axes. Single-axis solar
tracking systems typically follow the sun as
it travels east to west across the sky. Two axis
systems also adjust the vertical orientation of
the collectors in response to seasonal differences in the height of the sun above the horizon. Clearly single-axis systems require less
mechanical complexity and fewer sensors
– perhaps with only a single rotary encoder
or inclinometer (tilt sensor). Two-axis tracking
systems can achieve higher levels of efficiency, but at the cost of more complexity. Such
energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
systems would typically use either two rotary
encoders or a rotary encoder and an inclinometer with a range of at least ± 60°. (Twoaxis tracking systems can also fulfill another
important task: when winds are exceptionally
strong, large panels or reflectors can be secured in a horizontal position to minimize wind
loads.)
Solar tracking systems add cost and complexity to installations and require more
maintenance. To get the most benefit from
a solar tracking system, designers and operators must pay careful attention to the cost
of the components that make up the system,
their maintenance requirements and their
ability to operate reliably under hot, damp,
dusty and windy conditions.
In the best light: Encoders and
inclinometers for solar tracking
systems
Rotary encoders can be used to monitor both
the azimuth and the elevation axes in solar
tracking systems. Posital’s Ixarc encoders are
a highly cost-effective choice for this application. Their robust magnetic technology and
robust packaging enables these encoders to
easily withstand harsh environmental conditions such as high humidity, temperature
and vibration. They are available with either
a radial or axial cable outlet and with blindhollow or solid shaft configurations. Heavyduty models are certified for environmental
protection up to IP69K (protection from
high- pressure water jets). They are compact,
accurate and available with variety of control
system interfaces, including analog, serial
(SSI) CANopen and DeviceNet.
POSITAL’s TILTIX inclinometers (tilt sensors)
offer high positional accuracy and are particu-
Photovoltaic panels with two-axis tracking system
Source: Federal Solar Industry Association.
Solar-Thermal installation with single-axis tracking
system
larly suitable for the tracking in the elevation
axis. These inclinometers are available with
ranges of ± 80° (two axis models) or 360°
(single axis) and have a resolution of 0.1°.
The devices feature capacitive sensor cells
based on MEMS (Micro-Electro-Mechanical
Systems) technology. They allow the control
system to measure tilt values directly, without
the need for mechanical coupling to drive
elements, thus keeping installation costs to
a minimum. An integrated A/D converter
allows the recording of up to 150 measurement points per second – which enables the
effective filtration of vibrations and shocks
and minimizes the settling time. Available interfaces include analog, serial (SSI) DeviceNet
and CANopen. These highly robust devices
offer protection levels up to IP69K 59
COUNTRY SPECIAL | MENA
Middle East and North Africa
begin their energy revolution
Renewable energy markets and energy policies are changed in the Middle East and North Africa
(MENA). Investment increases progressively and over 100 projects are in different stages of
development. The region seems determined to exploit the abundance of renewable energy
resources and diversify its energy production in the next decade.
MIGUEL PÉREZ DE LEMA
M
ENA region has the greatest
potential in the world for solar
power generation, with 45%
of all renewable energy. If this geographical reach its full potential, could generate
three times more energy than currently demanded worldwide. Moreover, it also has
potential for the installation of wind farms
on a large scale.
This is a very wide area, which extends
along two continents and comprising 21
60
countries. Besides this geographical division, analysts consider two groups of
countries: Oil Net Exporters (NOEC), and
Net Oil Imports (NOIC). Net exporting
countries are: Algeria, Bahrain, Egypt, Iran,
Iraq, Kuwait, Libya, Oman, Qatar, Saudi
Arabia, Syria, UAE and Yemen. While net
oil importing countries are Djibouti, Israel,
Jordan, Lebanon, Malta, Morocco, Palestinian Territories and Tunisia.
The pace of development of clean energy
has accelerated rapidly. According to the’
Mena Renewables Status Report, MENA
2013’, from 2008 to 2011 doubled the
non- renewable power generation hydro .
Almost reached 3 terawatt-hours (TWh )
and grew at a rate much faster than conventional energy sources. This report was
produced by the United Arab Emirates,
IRENA and REN21 as an outcome of the
Abu Dhabi International Renewable Energy Conference (ADIREC). It provides a
comprehensive and timely development of
renewable energy markets, industries, polenergetica
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
INSTALLED RENEWABLE ENERGY CAPACITY IN THE MENA COUNTRIES
INSTALLED CAPACITY (MW)
Solar PV
Algeria
7.1
Solar CSP
25
Wind
0
Biomass and waste
Geothermal
0
0
Hydro
228
Total
260.1
Bahrain
5
0
0.5
0
0
0
5.5
Egypt
15
20
550
0
0
2,800
3,385
Iran
4.3
17
91
0
0
9,500
9,612.3
Iraq
3.5
0
0
0
0
1,864
1,867.5
Kuwait
1.8
0
0
0
0
0
1.8
Libya
4.8
0
0
0
0
0
4.8
Oman
0.7
0
0
0
0
0
0.7
Qatar
1.2
0
0
40
0
0
41.2
Saudi Arabia
7
0
0
0
0
0
7
Syria
0.84
0
0
0
0
1,151
1,151.84
UAE
22.5
100
0
3
0
0
125.5
Yemen
75.24
162
641.5
43
0
15,543
16,464.74
TOTAL NOEC
75.24
162
641.5
43
0
15,543
16,464.74
Djibuti
1.4
0
0
0
0
0
1.4
Israel
269
0
6
27
0
7
309
Jordan
1.6
0
1.4
3.5
0
10
16.5
Lebanon
1
0
0.5
0
0
0
283.5
Malta
12
0
0
0
0
0
12
Morocco
15
20
291
0
0
1,745
2,071
1.023
Palestinian
Territories
1
0
0
0
0.023
0
Tunisia
4
0
154
0
0
66
224
TOTAL NOIC
305
20
452,9
30,5
0,023
2,110
2,918.42
TOTAL MENA
380.24
182
1,094.4
73.5
0.023
17,653
19,383.16
Source: MENA Renewables Status Report 2013
icies and investments in the MENA region,
based on the latest available data, provided by a network of over 50 partners and
researchers from the region and synthesized by a multidisciplinary team setting .
Wind energy is the largest renewable
energy source after hydropower, but solar power generation has experienced the
greatest growth in recent years. Began to
grow through photovoltaic (PV) , and then
with the launch of concentration of large
solar power (CSP) in Algeria , Egypt , Iran
and Morocco . More recently, it has built
the largest solar power plant in the world
in the United Arab Emirates. This trend is
expected to continue in the coming years.
In April 2013, there were 106 renewable
energy projects in the region, totaling
over 7.5 GW of new electricity generating capacity. This represents an increase
of nearly 4.5 times more than the existing
non-hydro renewable capacity.
Solar water heating (SWH) systems are
also a key element in the deployment of
renewables in the region. Today, they account for about 9 million square metres
(m2) of collector area, representing 6.3
gigawatts-thermal (GWth) of installed capacity. Most SWH systems are located in
the NOIC so far, where a number of exemenergetica
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
plary promotional schemes, in particular
the PROSOL programme in Tunisia and the
PROMASOL programme in Morocco, have
been implemented.
These trends have relied on a quick set
of changes in policies, objectives, cooperative activities and institutions in the region.
Among the new regional cooperation activities, or expanded include: the establishment of the 160-member country International Renewable Energy Agency (IRENA)
in Abu Dhabi; the development of the
Masdar renewable energy development
and investment cluster in Abu Dhabi, and
of the King Abdullah City for Atomic and
Renewable Energy (K.A.CARE) in Saudi
Arabia; the establishment of the Regional
Center for Renewable Energy and Energy
Efficiency (RCREEE), based in Egypt; as
well as linkages with Europe through the
MENAREC, MSP, Desertec, RES4MED, and
MEDGRID, to name a few.
61
COUNTRY SPECIAL | MENA
CAPACITY ESTIMATES FOR RENEWABLE ENERGY PROJECTS IN THE PIPELINE, BY TECHNOLOGY
CAPACITY IN THE PIPELINE (MW) (NUMBER OF PROJECTS)
Solar
Algeria
Wind
175 (5)
20 (2)
106 (2)
1,070 (5)
Bahrain
Egypt
Iran
93 (2)
610 (5)
Oman
407 (2)
Saudi Arabia
125 (4)
Syria
Small Hydro
Marine
TOTAL
195 (7)
1,208 (8)
32 (1)
2.6 (2)
1,208 (8)
55 (1)
150.6 (5)
610 (5)
407 (2)
125 (4)
290 (3)
113.8 (3)
Yemen
TOTAL NOEC
Geothermal
25 (1)
Libya
UAE
Biomass and Waste
30 (1)
290 (3)
101 (2)
244.8 (6)
60 (1)
60 (1)
926.8 (16)
2,173 (19)
128,6 (5)
Israel
842.25 (20)
441.1 (6)
14.5 (5)
Jordan
400 (4)
Djibuti
55 (1)
32 (1)
0 (0)
3,315.4 (42)
60 (2)
1,357.85 (33)
50 (1)
Malta
50 (1)
360 (4)
760 (8)
109.45 (3)
78 (1)
187.45 (4)
1.6 (1)
1,727.37 (16)
Morocco
172.7 (3)
1,553.07 (12)
Tunisia
5 (1)
100 (1)
TOTAL NOIC
1,419.95 (28)
2,563.62 (26)
94.1 (7)
50 (1)
0 (0)
60 (2)
4,187.67 (64)
TOTAL MENA
2,346.75 (44)
4,736.62 (45)
227.7 (12)
105 (2)
32 (1)
60 (2)
7,503.07 (106)
105 (2)
Source: MENA Renewables Status Report 2013
Paradigm Shift
The entire region is now joining the exchange. In 2007, only five countries had
renewable energy targets, to May 2013,
there were 19 countries. If developed,
these lenses provide 17 GW of power installed capacity in 2030. One of the most
unique phenomena of this explosion is the
strong participation of the oil countries,
with Saudi Arabia as the protagonist. This
kingdom has the ambitious project to install 54 GW of renewables by 2032.
18 of these countries have some public
support for the development of the plans.
11 of them have tax incentives for renewable energy, such as subsidies and tax cuts.
The most common policy is bidding for
fixed quantities of renewable energy and
public funding, including grants and subsidies. At least 15 MENA countries have
direct or indirect public funding or public
competitive bidding processes in place.
During the global economic crisis, investment in renewable energy maintained a
strong growth in the region. In 2012 grew
40% to $ 2.9 billion. An important factor that demonstrates the strength of this
market has been the entry into the solar
market of large energy companies, especially national and international companies
for oil and gas.
However, there are some doubts about
sustained growth and smooth market in
this region. To avoid the experience of
other countries where there has been a
62
bubble of renewable energy, countries in
the region are challenged to smoothly reduce public funding , and attract private
investment , and that it is profitable in the
medium and long term .
Investors should evaluate positively the
great opportunities of a clear market
growth. But they should not forget that
there are many regulations and market policies , and energy subsidies , which mark the
activity, and may be variable in time. The
risk of political instability is another factor
that worries investors and makes it preferable to choose the least agitated.
Morocco opened for Spanish
companies
The Moroccan Agency for Solar Energy
has launched a major project, the Moroccan Solar Plan , which aims to generate 2,000 megawatts of power annually
from 2020. The first draft of this plan is
the construction of the first solar thermal
plant in Morocco, by the Spanish company
Acciona and Saudi Acwa Power. This plant
will bring 160 of the planned 2,000 mega-
watts annually. The plant is part of the
Ouarzazate project, which will provide up
to 500 megawatts of power by 2015. This
project has an investment of 1,000 million
dollars , which provide French Development Agency , the African Development
Bank , the European Investment Bank ,
the World Bank , the European Commission , the Clean Technology Fund and KfW
Bankengruppe . The Plan has envisaged a
total investment of 9,000 million dollars to
build five plants in the country. With these
plants Morocco Solar expects to generate
14% of the electricity consumed, save a
million tonnes of oil, and prevent the emission of 3.7 million tonnes of CO2 per year .
This Plan is within the Pacte Solar Emergence, developing the Moroccan Agency
for Investment Development (AMDI). According to the director of the agency,
Ahmed Fassi Fihri, “investment in renewable energy in Morocco is a great opportunity for Spanish companies, as shown in
operation undertaken by Acciona”.
Morocco hopes that the sum of the solar
plan with his counterpart wind could create 50,000 new jobs. The plan has an investment project of 18.950 million. 2020,
according to Fassi Fihri, is that “42% of
the energy consumed in Morocco comes
from renewable energy.”
These development plans have significant
advantages for the international investor.
Companies that are installed in Morocco
zones benefit from exemption from corpoenergetica
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
RENEWABLE ENERGY CAPACITY TARGETS BY TECHNOLOGY IN THE MENA COUNTRIES
Area
Country
Solar PV
Algeria
By 2013
By 2015
By 2020
By 2030
NOEC
Wind
Biomass, Geothermal
and Hydro
TOTAL
6 MW
182 MW
831 MW
2,800 MW
25 MW
325 MW
1,500 MW
7,200 MW
10 MW
50 MW
270 MW
2,000 MW
-
41 MW
557 MW
2,601 MW
12,000 MW
Bahrain
-
-
-
-
-
Egypt
By 2020
By 2027
220 MW
700MW
1,100 MW
2,800 MW
7,200 MW
-
-
8,250 MW
10,700 MW
Iran
By 2013
-
-
1,500 MW
-
1,500 MW
Iraq
By 2016
240 MW
80 MW
80 MW
-
7,700 MW
Libya
By 2015
By 2020
By2025
129 MW
344 MW
844 MW
w
125 MW
375 MW
260 MW
600 MW
1,000 MW
-
389 MW
1,069 MW
2,219 MW
Kuwait
By 2030
3,500 MW
1,110 MW
3,100 MW
-
7,700 MW
Oman
-
-
-
-
-
Qatar
By 2020
640 MW (PV+CSP)
-
-
640 MW
Saudi Arabia
By 2022
By 2032
NOIC
Solar CSP
17,350 MW
(PV+CSP)
16,000
25,000
6,500
9,000
3,000 waste to
energy + 1,000
geothermal
23,850 MW
54,000 MW
Syria
By 2015
By 2020
By 2025
By 2030
45 MW
380 MW
1,100 MW
1,750 MW
50 MW
-
150 MW
1,000 MW
1,500 MW
2,000 MW
140 MW biomass
260 MW biomasa
400 MW biomass
195 MW
1,520 MW
2,910 MW
4,200 MW
UAE
-
-
-
-
-
Yemen
By 2025
4 MW
100 MW
400 MW
6 MW solid
biomasa + 200 MW
geothermal
710 MW
Djibouti
-
-
-
-
-
Israel
By 2020
1,750 MW (PV+CSP)
800 MW
210 MW biogas and
biomass
2,760 MW
Jordan
By 2020
300 MW
1,200 MW
-
1,800 MW
Lebanon
By 2015
By 2020
-
60-100 MW
400-500 MW
15-25 MW biogás +
40 MW hydro
115-165 MW
455-565 MW
Malta
By 2020
28 MW
110 MW
7 MW biogas + 15
MW solid biomass
160 MW
Morocco
By 2020
2,000 MW (PV+CSP)
2,000
2,000 MW hydro
6,000 MW
130 MW
Palestinian
Territories
By 2020
Tunisia
By 2016
By 2030
300 MW
-
-
45 MW
20 MW
44 MW
21 MW solid
biomass
140 MW
1,500 MW
500 MW
430 MW
1,700 MW
40 MW solid
biomass
300 MW solid
biomass
Source: MENA Renewables Status Report 2013
ration tax for the first 5 years and the application of a reduced rate of 8.75% for
the next 20. The social costs are very low,
with social security costs 73% lower than
in Spain.
Morocco has good communication and
energetica
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
great proximity to Europe that favors the
delivery and transport costs. It is only 14
kilometers from Spain. In addition, this
country has free trade agreements with the
U.S., Europe and Africa, to help get into a
potential market of over a billion people Sources:
- 10% of Oman’s energy come from renewable
sources by 2020, Oman Observer.
- Mena Renewables Status Report, MENA 2013.
- Morocco has established itself as market preferred
producer of solar energy in North Africa, Invest
Morocco.
63
COUNTRY SPECIAL | MENA
Petcoke to power –
A strategic energy option for the Middle East
While the economies of North America, Europe and now China are slowing due to a weak global
economic recovery, annual GDP growth in the Middle East is expected to average about 4.55.0% over the next 5 years driven primarily by the expectation of sustained global oil demand and
prices. Power consumption growth in the Middle East is expected to be even higher averaging
about 5-10% over this period, driven by not only high GDP growth, but also by energy intensive
structural changes occurring to many economies within the region.
ROBERT GIGLIO
FOSTER WHEELER GLOBAL POWER GROUP
G
rowth in new residential homes,
tourism, commercial and industrial sectors are creating new
electric loads needed to support more
fresh water, air conditioning, lighting,
appliances, electronics (computers, network servers, communication and entertainment systems) and energy intensive industries (petrochemicals, metals, cement,
steel, and general manufacturing).
The strong dependence on oil for
power generation in the Middle
East
Unlike anywhere else in the world, the
Middle East depends strongly on oil to
produce electricity. As shown in Figure 1,
about 30% of the electricity generated in
the Middle East is produced from oil fuels,
predominantly diesel, crude oil and heavy
fuel oil (HFO), as compared to the rest of
the world for which only 8% of its power
is generated from oil fuels.
The region’s high use of oil fuels for power generation is a direct consequence of
decades of generous government oil and
electricity subsidies. Electricity rates are
typically regulated so that consumers see
very low rates. To ensure that power producers stay in business, the value of the
oil fuel is set such that power producers
earn a fair profit. This subsidized “in country” oil fuel value can be 10 to 20 times
less than the global market value of the
oil fuel.
The intention behind most Government
subsidies in the region is to grow and diversify their economies and create employment for their growing populations by ex-
64
Figure 1: 2012 Fuels used in Electricity Production1
Figure 2. KSA power consumption growth.
Figure 2. KSA power capacity Additions (GWe).
108 GWe of Projected KSA Power Capacity in 2020
Figure 4. 66% of new planned power capacity will
depend on oil fuels.
panding or developing industries such as
refining, petrochemicals, manufacturing,
steel, aluminum, computing and data storage. These industries happen to be energy
intensive. Another aim is to provide an
“energy discount” benefit to consumers
living in these countries. But on the nega-
Figure 5. 60% of KSA power capacity is expected to
depend on oil fuels in 2020.
tive side, the artificially low “in country
energy value” promotes inefficiency and
over consumption of both electricity and
valuable oil fuels.
In the past, this model has worked since
the electricity consumption in the region
energetica
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
COUNTRY SPECIAL | MENA
has been modest. However with electricity demand now growing at 5%-10% per
year, the use of oil fuels for power production is dramatically increasing driving domestic oil consumption to very high levels.
The very low value of “domestic oil and
electricity” is exacerbating the situation
since it discourages energy efficiency and
oil conservation.
A Case in point–the energy
challenges facing Saudi Arabia
The Kingdom of Saudi Arabia (KSA), being the largest and fastest growing power
market in the region, is a good example of
the energy challenges facing many countries in the Middle East.
Over the last 11 years, total electricity
consumption grew 91% in Saudi Arabia
with residential consumption more than
doubling over this 11 year period (see Figure 2). Due to this high power demand
growth, the KSA’s power supply infrastructure is under stress to meet summer peak
loads resulting in temporary power shortages during the highest peak load periods.
To keep up with expected future power
demand growth, KSA’s power capacity would have to nearly double by 2020,
which works out to be an ambitious average annual capacity addition of 5.8 GWe/
yr over the next 8 years (see Figure 3).
Today about 55% of the power generated in the KSA is from oil fuels, and, if
current capacity build plans (Figure 4) are
implemented, the KSA’s internal oil consumption will dramatically increase due to
a heavy reliance on HFO, crude, and diesel fuels to produce the bulk of the power
needed in 2020 (see Figure 5).
The government has realized that this is
a serious energy issue for the KSA and has
embarked on energy efficiency, nuclear
and renewable energy initiatives aimed
at decreasing the growth of oil consumption. But many believe that these initiatives
will take at least 10-15 years to realize a
modest impact and will not be sufficient
to avoid the threat of declining oil exports.
Petcoke to power – a strategic
energy option for the Middle East
Using petroleum coke (petcoke) as a fuel
and feedstock for power and hydrogen
is one solution for reducing the region’s
ballooning domestic oil consumption proenergetica
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
viding numerous strategic benefits to the
Middle East:
s A large-scale solution for new power
capacity that does not use liquid oil
fuels
s Improves fuel security for the region
since petcoke is a byproduct of oil refining
s Improves refinery efficiency and economics since delayed coking technology improves refinery yields by over
20%
s A source of new jobs in the refining,
petrochemical, power and construction sectors.
Foster Wheeler’s has established a proven
petcoke to power concept (see Figure 6)
utilizing delayed coking and circulating fluidized bed (CFB) technology and to extract
additional light petroleum products from
refinery residues and produce power and
steam from the solid petcoke byproduct
from the delayed cokers.
Delayed coking technology
As shown in Figure 7, the delayed coking
process converts refinery residues into additional gases and liquids:
s C1-C2 coker gas
s Liquefied petroleum gas (LPG)
s Naphtha to be processed and blended
into gasoline
s Light coker gas oil (LCGO) to be processed and blended into diesel
Heavy coker gas oil (HGCO) suitable for
downstream hydrodesulfurization (HDS),
hydrocracking (HC) or fluid catalytic cracking (FCC) to produce transportation fuels
There are over 170 refineries across 37
countries with operating cokers throughout
the world. Despite the region’s crude oil reserves, refineries in the Middle East and Africa account for only about 3% of the total
global coking capacity today6. However, as
petroleum producing nations in the Middle
East pursue plans to become major exporters of petroleum products, complex refinery
projects with delayed coking units (DCUs)
are underway in Saudi Arabia, Oman, and
Abu Dhabi. It is projected that by 2014,
coking capacity in the Middle East will triple
from its current level and grow at 25%6 per
year on average between 2011-2016, the
highest rate in the world.
Foster Wheeler is the leading supplier of
delayed coking technology with its Selec-
Figure 6. Petcoke to power process: petropower
concept.
Figure 7. Typical DCU yield from a barrel of residual
oil feedstock.
tive Yield Delayed Coking process, with
more than 4 million bpsd installed and
more than 30 new units designed in the
last 5 years.
Circulating fluid bed steam
generating technology
Circulating fluid bed (CFB) boiler technology (Figure 8) has proven itself for its ability
to efficiently, cleanly and reliably convert
petcoke into high value steam and power.
Foster Wheeler CFBs have the most proven experience with 44 units (4,700 MWe)
operating in the world today that fire petcoke as their primary fuel. The largest operating petcoke fired power plant in the
world today is located in Louisiana, USA
equipped with 2 x 330 MWe FW CFBs producing 660 MWe of electric power.
CFB technology is ideal for petcoke due
to its long burning process to ensure complete combustion of the low volatile petcoke and its ability to capture a high level
65
COUNTRY SPECIAL | MENA
Figure 8. Foster Wheeler’s Circulating fluidized bed steam generating technology.
of the petcoke’s sulfur (typically 5-7%)
during the combustion process. The vigorous mixing of the fuel, limestone and ash
particles during the low temperature fluidized process allows the CFB to cleanly and
efficiently burn almost any combustible
material while minimizing the formation of
NOx and optimizing the capture of SOx as
the fuel burns. The combustion temperature is well below the melting point of the
fuel’s ash allowing the CFB to minimize the
corrosion and fouling issues experienced
in conventional boilers. For petcokes with
high levels of metals (vanadium, nickel,
sodium, potassium), CFB technology has
demonstrated years of reliable and low
maintenance operation.
With today’s heightened concern for carbon emissions, Foster Wheeler CFBs have
successfully burned biomass, recycled, and
waste materials providing a reduced-carbon solution for large-scale utility power
generation as well as for industrial and district heating plants. For the longer-term,
Foster Wheeler is developing Flexi-Burn
CFB technology which will allow the CFB
to generate a CO2-rich flue gas, and be
part of a practical CO2 capture and storage solution, capable of reducing CO2
emissions by over 90%.
Improving Refinery Economics
with PetroPower
A typical refinery in the Middle East utilizes
a two-step atmospheric and vacuum distillation process which produces a heavy vacuum residue (VR) byproduct. The VR has
limited uses and is typically blended with
Figure 9. Comparison of typically refinery vs. one with PetroPower configuration.
66
distillates, such as kerosene and diesel, to
produce heavy fuel oil (HFO). HFO is a high
sulfur fuel (2-4% Sulfur) typically limited to
use in barges, ships and power plants.
Instead of blending distillates (diesel and
kerosene) to upgrade VR to HFO ( which
consumes about 20% more distillates) ,
the PetroPower concept uses delayed coking technology to convert about 45% of
the VR into high value distillates and gases.
This result can be seen in Figure 9 which
compares a conventional 400 kbpd refinery linked to a HFO power plant to one
that utilizes PetroPower technology. As
shown by the block diagrams and product
flow balances, the refinery equipped with
the DC technology produces petcoke instead of HFO resulting in a 23% boost in
high value liquids and gases as compared
to the typical refinery configuration.
The typical 400 kbpd refinery produces
enough HFO for about 2600 MWe of net
electrical power, whereas the PetroPower
power refinery produces only enough petcoke for about 600 MWe of power. But
additional petcoke can be supplied from
both domestic and international sources to
increase the power of the PetroPower configuration to be the same or more than the
conventional refining case. This is achievable since new delayed cokers are under
construction and planned for the region today and in addition there is a vibrant international petcoke market allowing easy access for importing petcoke into the region.
By applying an aggregate market value
to the refined liquids and gases at 160 $/
bbl, the PetroPower configuration produces
$11M more refined products each stream
day than the conventional HFO refinery.
On an annual basis, assuming a 90% onstream factor, this works out to be an astounding $3.6 billion dollars per year.
Figure 10 compares the electricity production cost for both configurations showing that with reasonable assumptions the
PetroPower configuration can produce
power at less than half the cost of the HFO
power plant. This is primarily due to the
dramatic difference in the international
value of HFO (80 $/bbl) vs. the petcoke (60
$/tonne or 11 $/BOE).
For a consistent economic comparison,
both the HFO and PetroPower plants produce 2600 MWe of net electrical power.
Additional petcoke was supplied to the
energetica
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
COUNTRY SPECIAL | MENA
Petropower plant from domestic or import
petcoke markets at the same 60 $/tonne
market value assumed for the petcoke
produced by the refinery which is based
on the current market price for petcoke
delivered to the region.
Table 1 completes the economic comparison by adding the value for the additional refined products to the electricity
generation savings to obtain a total $5
billion annual value from the PetroPower
configuration as compared to the conventional refinery configuration. Since the PetroPower option requires a capital investment of about $2.3 billion for the delayed
coker and CFB power plants, above that of
the typical refinery/HFO power plant case,
the analysis shows an astounding payback
period of about 5 months. Further, by deducting the $2.3 billion capital investment
from the 10 year NPV of the annual $5
billion value, this works out to a compelling $24 billion NPV. These results show an
astonishing value proposition for the PetroPower configuration. It should be noted,
that the analysis assumes that only 80%
of the additional sales of refined products
translates into additional profits for the
refinery since additional opex and capex
would be needed to operate the DCUs and
refine its light products.
A significant factor causing this result is
the very large difference between the market value of solid and liquid fuels which
have ballooned over the last 10 years as
can be seen in Figure 11.
Conclusions
Future oil export capability in the Middle
East is threatened by a high and strongly
growing domestic consumption of oil fuels for power generation. To satisfy strong
power demand growth while curbing the
alarming growth of domestic oil consumption, alternative non-oil power generation technologies must be adopted in the
Middle East.
Petroleum coke is a viable economic and
secure alternative fuel for power that can
reduce the region’s growing oil dependency. Delayed coking (DC) and circulating fluidized bed (CFB) technologies are
two enabling technologies proven in other
parts of the world that can bring multiple
benefits to both the power and oil refining
sectors in the region.
energetica
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
Figure 10. Comparison of cost of electricity production between typical refinery vs. one with PetroPower configuration.
Figure 11. Price history of oil, petroleum coke and coal.
Table 1. Comparison of investment results between typical refinery vs. one with PetroPower configuration.
A large-scale solution for new power capacity that does not use liquid oil fuels
Improves fuel security for the region
since petcoke is a byproduct of oil refining
Improves refinery efficiency and econom-
ics since DC improves refinery yields by
over 20%
A source of new jobs in the refining, petrochemical, power and construction sectors 67
PRODUCTS / SERVICES
New, compact connector to meet the requirements
of compact units and systems
Add-on Profile
for Rockwell’s
Logix platform
Unique: the integration into Rockwell’s
Logix platform. The
WirelessHART gateway
from
Pepperl+Fuchs
is the standard WirelessHART gateway for
Rockwell. There is no
other
WirelessHART
solution better integrated into Logix than the
EtherNet/IP
WirelessHART gateway from
Pepperl+Fuchs. It has
an Ethernet interface
and an RS485 interface. HART IP and EtherNet/IP are transmitted
to the control system
via the Ethernet interface. HART can also be
transmitted via RS485.
All standard EtherNet/
IP connection are supported with the Ethernet interface. Up to 40
participants, including
the gateway itself,
are supported on one
Ethernet/IP network.
Other than the assignment of descriptors
to every device, the
add-on profile is fully
integrated, no parameterization is necessary.
Descriptor assignment
is easily done when
setting the Network ID
and Join Key.
68
In the form of the HanYellock® 10, HARTING
is introducing a new,
compact connector. Based on the established
Han-Yellock® 30 and
60 sizes, functionalities
have been adapted to
meet the requirements
of compact units and
systems.
Universality
and efficiency are the
keynotes of the uses
the new Han-Yellock®
10 can be put to. Currently with 25 different
contact inserts, it meets
all needs from energy
supply to data transmission.
Consequently, one size can
reliably transmit power of up
to 40 A / 690 V and sensitive
data signals, as in Ethernet
applications, for example. In
addition, multipole varieties
with up to 21 contacts are also
available. Contact inserts are
also possible for optical data
transmission. The key features
are ease of handling and operation. The locking mechanism
integrated in the housing locks
both housing halves reliably
during the connection process.
Unlocking is a similarly intuitive process.
A brief push on the
activation button is all
that is required. The
robust stainless steel
locking mechanism is
deactivated, allowing
both connector halves
to be separated from
each other Data transmission has a particular need for clear solutions to ensure ideal
EMC properties (electromagnetic compatibility). Han-Yellock®
from HARTING provides this, thanks to the nesting
of both housing halves and
the direct electrical connection
between the housing and the
adjacent surface. Even the use
of larger diameter sheathed
cabling was addressed by having an M25 cable input.
WirelessHART Gateway with EtherNet/IP
The Pepperl+Fuchs WirelessHART gateway can now connect to the control system via
EtherNet/IP. With the EtherNet/
IP function, a detailed network
analysis and possibilities to opti-
mize the network, the WirelessHART gateway is the perfect
device for each WirelessHART
application. Each WirelessHART
field device or field devices upgraded by the WirelessHART
adapter can be integrated. The
user has simple and fast network diagnostics, save time at
commissioning and even more,
the gateway is fully integrated
into Rockwell›s Logix platform.
Web Interface in parallel – easy Network Diagnostics
The diagnostic functions of
the WirelessHART gateway
are unparalleled.
The gateway offers a parallel access into the WirelessHART network via web interface. This integrated web
interface offers a lot of han-
dy functions like the topology view. The topology view
allows users to see all network participants at a single
glance. It graphically shows
the existing paths between all
network participants and the
quality of the connectivity.
This information is also available in a table format. These
network diagnostic features
help to reduce maintenance time. No additional software is necessary; everything
is completely integrated into
the gateway.
energética
INTERNATIONAL
· Nº 136 · OCT13
Energy Solutions
Solutions beyond the product only
Energy Solutions are Development, EPC and O&M
services based on our technological platforms (Engines,
Steam Turbines, Echogen) in combination with Renewable
Energies (Solar PV) and Hybrids systems (Engine + Solar
PV) focus on Self consumption Distributed Energy &
sustainability concept (energy efficiency, CO2 footprint
reduction, alternative energy use).
DEVELOPMENT
Permitting, Licensing & Authorizations,
Feasibility
Studies
THE SCOPE…
Development
- Tech/Economic Feasibility Studies
- 0,!0ERMITTING,ICENSING!UTHORIZATIONS
EPC Construction
(Engineering, Procurement & Construction)
- Engineering
- OEM (Original Equipment Manufacturing)
- SCM (Supply Chain Management)
- Construction
- Commissioning
O&M (Operation & Maintenance)
- Preventive & Corrective Maintenance
- Regular reporting
- Operational & Real Time Monitoring
- Spare Parts, Repairs
EPC
Engineering,
Procurement &
Construction
Parque Tecnológico Zamudio.
Ibaizabal bidea. Edif. 500
48160 - Derio (Bizkaia), Spain
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APPLICATIONS…
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- Biomass (Steam)
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Isolated Areas Energy Solutions
- Diesel/Engines
- Solar Photovoltaic
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O&M
Operation &
Maintenance
Dirección: Txorierri Etorbidea 46 – Pab 12
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instalación, ahorrando costos de explotación,
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· Nº 136 · OCT13
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Nº 136 · OCT13
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Nº 136 · OCT13
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· Nº 136 · OCT13
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Tel.: 91 451 80 95 - [email protected]
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