Guia Generacion Electrica Distribuida

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Índice Introducción

Por Jesús Casado de Amezúa Capítulo 1 El futuro de la energía

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Por Ricardo Granados, Luis Zarauza 1.1. 1.2. 1.3. 1.4. 1.5.

Cantidad y calidad. Consideraciones medioambientales.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . El sistema descentralizado. Definición. Características.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Aplicaciones y beneficios de la Generación Eléctrica Distribuda.  . . . . . . . . . . . . . . . . . Relación con otros sistemas energéticos no eléctricos.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . El caso de la Unión Europea. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Capítulo 2 Un nuevo modelo de negocio eléctrico  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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Por Gerardo González, Fernando Soto y Luis Zarauza 2. Un cambio de modelo en el negocio eléctrico.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.1. Agentes del sistema descentralizado.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2. Aplicación al caso español.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2.1. Generación en régimen especial.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2.2. La generación distribuida en el horizonte 2010.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2.3. Incidencia en la operación del sistema. Impacto a corto plazo.  . . . . . . . . . . . .

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Capítulo 3 Tecnologías . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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Por Angel Alonso, Tomás Alvarez, Emilio Menéndez, Mariano Muñoz  Alfonso Pantoja, Antoni Julià 3.1. El empuje de la tecnología.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1.1. Turbina de gas.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1.2. Microturbinas.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1.3. Pilas de combustible.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . –  7  –

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3.1.3.1. Definición.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1.3.2. Componentes de una pila de combustible. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1.3.3. Principio de funcionamiento.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1.3.4. Tecnologías.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1.3.5. Combustible.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1.4. Sistemas híbridos.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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3.2. Prestaciones y mercado.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73 3.2.1. Prestaciones y costes.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73 3.2.2. Previsiones de mejoras en microgeneración.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77 3.3. Combustibles.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.4. Barreras regulatorias y tecnológicas.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.4.1. Consideraciones sobre la regulación de los Sistemas Distribuidos.  . . . . . . 3.4.1.1. Barreras a la entrada.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.4.1.2. Incentivos a la entrada.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.4.2. Consideraciones tecnológicas: puntos abiertos.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.4.2.1. Estabilidad del sistema eléctrico con generación distribuida.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.4.2.2. Otros efectos a estudiar.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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3.5. Las energías renovables en la generación distribuida de electricidad.  . . . . . . . . . . . . . 3.5.1. Planteamiento  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.5.2. La energías renovables en el sistema eléctrico español.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.5.3. Energía eólica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.5.4. Biomasa.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.5.5. Energía solar termoeléctrica.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.5.6. Energía solar fotovoltaica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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3.6. Motores alternativos de combustión interna (MACI).  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.6.1. Aspectos básicos.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.6.2. Comparación con otras tecnologías de generación distribuida.  . . . . . . . . . . 3.6.3. Integración de sistemas.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.6.4. Empleo de biocombustibles. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.6.4.1. Bioalcoholes.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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3.6.4.2. Bioaceites. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.6.4.3. Biogases.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.6.5. Los MACI y el medio ambiente.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.6.5.1. Convertidores catalíticos.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.6.5.2. Recirculación de los gases de escape (EGR). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.6.5.3. Sistemas de combustión de mezcla pobre.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.6.6. Mantenimiento de motores alternativos.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.6.6.1. Mantenimiento predictivo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.6.6.2. Mantenimiento preventivo.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.6.6.3. Mantenimiento correctivo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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3.7. Motores alternativos de combustión externa.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.7.1. Principio de funcionamiento del motor Stirling.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.7.2. Ventajas e inconvenientes del motor Stirling.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.7.3. El motor Stirling y el medio ambiente.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.7.4. Pasado y futuro del motor Stirling. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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3.8. Sistemas de almacenamiento de energía eléctrica.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124 3.8.1. Resumen.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124 3.8.2. Introducción.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 125 3.8.3. Funciones de los sistemas de almacenamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 126 3.8.3.1. Económicas.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 127 3.8.3.2. Técnicas  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 127 3.8.4. Almacenamiento en el nivel del consumo.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131 3.8.5. Sistemas de almacenamiento según la forma de energía almacenada.  . . 132 3.8.5.1. Mecánica.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133 3.8.5.2. Química. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133 3.8.5.3. Electromagnética. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133 3.8.6. Tecnologías de los sistemas de almacenamiento.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 135 3.8.6.1. Almacenamiento electroquímico: baterías de acumuladores.  . . 136 3.8.6.1.1. Baterías convencionales.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 136 3.8.6.1.2. Baterías de diseño avanzado.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137 3.8.6.2. Almacenamiento electroquímico: pilas regenerativas.  . . . . . . . . . . . . 139 3.8.7. Volantes de inercia.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141 3.8.7.1. Energía cinética almacenada en un volante.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141

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3.8.7.2. Materiales utilizados.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143 3.8.7.2.1. Materiales para volantes de baja velocidad.  . . . . . . . . . . . . . . . 143 3.8.7.2.2. Materiales para volantes de alta velocidad.  . . . . . . . . . . . . . . 143 3.8.7.3. Dispositivos de sustentación. Cojinetes convencionales y magnéticos.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145 3.8.7.3.1. Cojinetes magnéticos.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145 3.8.7.3.2. Cojinetes magnéticos superconductores. . . . . . . . . . . . . . . . . . 146 3.8.7.4. Máquina eléctrica de alta velocidad.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 147 3.8.8. Bobinas superconductoras. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 148 3.8.8.1. Energía almacenada en un campo magnético. Modelo de la bobina.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 148 3.8.8.2. Superconductividad. Materiales superconductores.  . . . . . . . . . . . . . . . 153 3.8.8.2.1. Superconductores de baja temperatura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153 3.8.8.2.2. Superconductores de alta temperatura.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156 3.8.9. Aplicaciones de los sistemas de almacenamiento.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156 3.8.9.1. Compensación de las fluctuaciones de tensión. Parpadeo (flicker).  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 157 3.8.9.2. Mejora de la estabilidad de pequeña perturbación. Estabilidad dinámica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 160 3.8.9.3. Mejora de la estabilidad transitoria.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 162

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Introducción

Uno de los conceptos más interesantes que ha tomado cuerpo en el mundo de la energía en los últimos años del siglo xx y el inicio del xxi es el que denominamos generación distribuida. no son pocas las cuestiones que plantea: porqué aparece, qué fuerzas hay detrás de su consolidación, cómo puede afectar a los agentes y usuarios de sistemas energéticos, y a la propia forma de éstos; en las respuestas podrían estar varias claves de las transformaciones que nos esperan en las próximas décadas. Las primeras pequeñas unidades de generación que se instalaron en el mundo seguían una estrategia que hoy llamaríamos generación distribuid a, es decir, construir centrales eléctricas dentro del mismo área de consumo. a medida que la industria crecía, la mayoría de las instalaciones industriales construyeron centrales para cubrir sus propias necesidades y vender a los clientes situados en las proximidades, lo que constituye otro precedente de generación distribuida. Sin embargo, el rápido desarrollo tecnológico que le sucedió llevó a construir centrales eléctricas más grandes, eficientes y más lejos del usuario final. las grandes redes de transporte permitían el suministro a la red de distribución local y finalmente al cliente final. la industria estaba entonces regulada de forma que estos cambios se iban produciendo de una forma eficiente, movida por economías de escala, limitándose, por tanto, el papel que jugaba la generación distribuida. No obstante, en los últimos años, las grandes centrales eléctricas son instalaciones más intensivas en capital, complejas de construir y, en muchos casos, es difícil encontrar emplazamientos adecuados. por otro lado, el desarrollo tecnológico ha ido mejorando el coste y prestaciones de nuevas opciones modulares, y más pequeñas, de generación eléctrica, desde unidades grandes basadas en ciclos combinados hasta unidades individuales de generación para cada cliente de pocos kW. simultáneamente se han generalizado los cambios en la organización de la industria eléctrica para permitir de forma más clara a cada usuario seleccionar competitivamente, la combinación óptima de servicios y recursos energéticos que cubran sus necesidades. Desde este punto de partida, el presente trabajo realiza una introducción al entorno de la energía donde estas transformaciones están teniendo lugar, y entra en el significado de la generación distribuida (gd), su estado actual, sus posibles aplicaciones, ventajas y dificultades, tecnologías y mercados.  Jesús Casado de Amezúa Collado Presidente del Comité de Energía y Recursos Naturales del Instituto de la Ingeniería de España

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1. El futuro de la energía

Capitulo 1. El futuro de la energía Energía y desarrollo son dos conceptos estrechamente unidos. El acceso a la energía permite utilizar un número mayor de recursos de una manera más eficiente y proporcionar mejor cobertura a unas necesidades más amplias de la sociedad. Un suministro energético suficiente, adecuado, de calidad y ambientalmente aceptable, queda ligado al desarrollo de la sociedad. La creciente incorporación de la energía a la actividad hum ana junto con el incremento que experimenta la población conlleva una primera demanda social: satisfacer un consumo cada vez mayor de energía. Esta demanda social se produce en un entorno caracterizado por un aspecto básico: su desigualdad, desigualdad que queda referida tanto al propio abastecimiento energético como a la situación de desarrollo en el momento actual. El Consejo Mundial de la Energía pone de manifiesto en su Informe 2000 este aspecto, señalando que: - Un 20% de la población mundial, 1000 millones de personas de los países industrializados consumen un 60% del abastecimiento energético. - Un 80% de la población mundial, 400 millones de personas de los países en vías de desarrollo consumen únicamente el 40% restante. La disparidad de este balance es aún más significativa presentada en forma individual: - El 20% de la población, el más desarrollado, tiene ingresos per cápita superiores a 22.000 $ anuales y consume 5 toneladas equivalentes de petróleo al año. - El 40% de la población, el menos desarrollado, tiene ingresos inferiores a 1.000 $ anuales y consume 0,2 toneladas equivalentes de petróleo al año. Es decir, tanto la renta como el consumo energético per cápita son unas 25 veces superiores en los países más desarrollados que en los menos desarrollados. Este hecho es decisivo a la hora de valorar cualquier hipótesis de crecimiento económico y energético: difícilmente podrá cuestionarse una lógica aspiración de los países menos desarrollados a aproximar sus niveles de desarrollo económico a los de los países más desarrollados, aumentando consecuentemente su demanda energética.

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1.1. Cantidad y calidad. Consideraciones medioambientales.

El informe "Global Energy Perspectives", realizado en 1998, conjuntamente por el Consejo Mundial de Energía y el International Institute of Applied Systems Analysis, evalúa el crecimiento del consumo energético a nivel mundial entre los años 1990, 2050 y 2100, y, en lo que se refiere a la energía primaria, el informe distingue tres posibles casos principales de evolución en función de determinadas variables sociales y tecnológicas: Caso A:

la fuerza clave es un gran desarrollo tecnológico, en un entorno de alto crecimiento económico. Intensivo en tecnologías y recursos, contaría con una alta eficiencia de los sistemas energéticos. Este fuerte impulso p uede encontrar tres caminos de desarrollo: • Variante A1: el cambio tecnológico permite la explotación intensiva y prolongada de recursos basados en petróleo y gas. Sin cambios esenciales en tecnología nuclear y fósil-carbón. A finales de siglo, prácticamente la mitad de la energía primaria sigue siendo fósil, repartida entre carbón, petróleo y gas, por orden creciente. • Variante A2: el carbón domina los demás combustibles fósiles. Progreso tecnológico más gradual que en A1, sobre las líneas tecnológicas y fuentes de energía que ahora son más presentes. El carbón termina el siglo con una cuota de energía primaria de casi el 40%, y todas las fósiles de casi el 50%. • Variante A3: por desarrollos tecnológicos radicales, dominan las energías renovables a gran escala y la nuclear. En fósiles (<30%), predomina el gas (22%) hacia el final del siglo. Caso B:

tanto el desarrollo tecnológico como el crecimiento se mueven en valores intermedios, “prudentes”. Tendencias similares a las actuales, sin cambios radicales. Apoyo intenso en recursos fósiles tradicionales, mayor que en cualquier otro caso salvo A2; las energías nuclear y renovables toman, hacia el final del siglo, ligero predominio sobre las fósiles. Caso C:crecimiento

y predominio de consideraciones medioambientales. Alta cooperación internacional en la protección ambiental y la igualdad interregional. Gran desarrollo de tecnologías de aprovechamiento de fuentes renovables. Dos posibles vías, según la tecnología que predomine:

–  14  –

1. El futuro de la energía

• Variante C1: la energía nuclear, tras una transición, desaparece al final del siglo XXI. Altísima aportación de renovables, más del 80%, en especial la solar. • Variante C2: nuevos desarrollos socialmente aceptables y beneficiosos dan a la energía nuclear un papel similar (20% energía primaria a finales de siglo) a las fuentes fósiles; las energías renovables alcanzan un fuerte desarrollo, aunque inferior al de la variante C1 (una cuota del 60%, aproximadamente, en energía primaria en el año 2100). En todos ellos se supone un idéntico crecimiento de la población. Los resultados, en términos de demanda de energía primaria e intensidad energética, son los siguientes:

Escenarios (A) Alto

(B) Medio

(C) Ecológico

Población, miles de millones de habitantes

1990 2050 2100

5,3 10,1 11,7

5,3 10,1 11,7

5,3 10,1 11,7

Demanda de energía primaria Gtoe

1990 2050 2100

9 25 45

9 20 35

9 14 21

Reducción de la intensidad energética % por año

1990 – 2050 2050 – 2100

0,9 1

0,8 0,8

1,4 1,4

El consumo mundial de energía de 1990 se multiplica entre 1,5 y 3 veces en el año 2050 y entre 2 y 5 veces en el año 2100, en un contexto en el que la población mundial de 1990 se multiplica por 1,9 en el año 2050 y por 2,2, el año 2100 y la renta mundial de 1990 se multiplica entre 3 y 5 veces en el año 2050 y entre 10 y 15 veces en el año 2100. En todos los casos el informe prevé una reducción en la int ensidad energética, es decir, en la cantidad de energía primaria necesaria para producir una unidad de renta. De las pocas tendencias manifiestas en estas previsiones para el año 2050, en el caso de la energía primaria se pueden destacar las siguientes: –  15  –

- El gas está en el cénit de su papel de energía de transición del siglo XXI, alcanza una cuota del mix energético que oscila entre un límite inferior de 17-18% en los casos extremos A1 y C2, y un dominio notorio con el 46% en el caso C1. - Las energías renovables logran una cuota sorprendente, desde el 16-17% mínimo de los casos A1 y B -¡los menos favorables!- hasta un impresionante 33% en el caso C1. - La energía nuclear presenta un alto rango de variación, entre el 10% del total de energía primaria en el caso C1 y el 41%, dominando la matriz energética, en los casos A3 y C2. Calidad y accesibilidad

El consumo energético final se ha desplazado progresivamente de energías primarias a vectores energéticos derivados que permitan una accesibilidad inmediata, y una utilización fácil, eficiente y con una mínima incidencia ambiental en el punto de consumo. La electricidad es quizá el vector energético paradigmático. Su utilización final es fácil, flexible y presenta mínimos impactos. Por ello su participación en el consumo final ha presentado y sigue presentando una tendencia creciente. Por el contrario requiere la dotación de medios de producción a partir de fuentes primarias, redes de conexión para su accesibilidad y como suministro instantáneo exige unos requisitos de calidad, homogeneidad y estabilidad que son cada vez más altos. Otras fuentes se han desarrollado en este mismo sentido, convirtiéndose en vectores energéticos finales. El gas, distribuido a través de redes de conducción e incluso los productos petrolíferos suministrados a través de amplias redes comerciales, presentan muchas de las características señaladas y comparten exigencias de accesibilidad y calidad similares. Esta tendencia de la demanda final hacia la energía distribuida en red queda patente en la evolución relativa de los distintos vectores energéticos en la cobertura de la demanda final, prevista en el informe ”Global Energy Perspectives”, CME-IIASA/1998, y que se muestra para los casos A, B y C antes indicados:

– 16  –

1. El futuro de la energía

100

90

80

 Líquidos

(productos petrolíferos, metanol/etanol)

  o    t   n   e 70    i   c   r   o 60   p   o    t   n 50   a    T

Redes

(electricidad, gas, calor y frío, hidrógeno)

A B C

40

30

20

10

Sólidos

(carbón, biomasa)

0

2000

2050

B C A 2100

La desaparición de combustibles sólidos en usos finales es prácticamente completa, y de forma muy interesante, la electricidad es la forma individual preferida de energía final. todo ello indica una tendencia muy marcada hacia los sistemas energéticos distribuidos en red, y, por tanto, el entorno idóneo para el desarrollo extensivo de sistemas energéticos descentralizados como lo que aquí llamaremos generación distribuida. esta discusión, previa al análisis concreto de la generación distribuida, indica que estos sistemas descentralizados serán, a lo largo de este siglo, la opción más clara de crecimiento y elevación de calidad de los sistemas energéticos. La relación entre el sistema eléctrico y los demás sistemas distribuidos en red es notablemente convergente, y la manera en que esto aplica a nuestro caso se tratará de revisar en el resto del documento. Medio ambiente y energía

La utilización de la energía no es neutra desde el punto de vista ambi ental. Conlleva un agotamiento de recursos y un impacto tanto local como global sobre el medio ambiente.

– 17  –

Desde el inicio de la Revolución Industrial, que supuso la expansión en el crecimiento económico y energético, la cobertura de la demanda ha gravitado esencialmente en las energías fósiles, carbón, petróleo y gas. Las tasas anuales de consumo de estos recursos, cuya generación exigió miles de millones de años de vida terrestre, suponen que la totalidad de las reservas existentes puedan consumirse en unas décadas o, a lo sumo, en unos pocos centenares de años. Esta escasez de recursos, ya planteada en el siglo XIX y percibida con fuerza en los años 1970, en coincidencia con la primera crisis del petróleo, no ha tenido las implicaciones previstas originalmente. Se han descubierto progresivamente nuevos recursos, y la tecnología ha hecho posible explotar otras consideradas inicialmente como no recuperables. recuperable s. Ello ha tendido a crear una conciencia de que la disponibilidad de recursos fósiles se mantiene a medio plazo. Pero en una mentalidad de conservación a largo plazo es innegable que un desarrollo energético sostenible no puede depender exclusivamente de las energías fósiles, hasta agotarlas, sino que tiene que diversificarse potenciando otras fuentes primarias de energía. Las energías renovables ofrecen en este aspecto su característica de inextinguibles.  Junto con este este agotamiento de recursos, el consumo energético presenta otros impactos locales y globales sobre el medio ambiente: Emisiones que conllevan calentamiento global, lluvia ácida y smog fotoquímico, Generación de residuos, Contaminación térmica, Utilización del terreno, Pérdida de biodiversidad, etc. En un contexto de utilización utilizac ión de energías fósiles, las emisiones de gases de combusti ón tienen una máxima importancia. Desde el punto de vista local, las emisiones de óxido de azufre y de nitrógeno son esencialmente relevantes. Desde un punto de vista global, las emisiones de dióxido de carbono suponen una alteración en el comportamiento climático del planeta. Las mejoras tecnológicas brindan la posibilidad de limitar y reducir las emisiones de óxidos de azufre y de nitrógeno. La introducción de sistemas de desulfuración y catalizadores permite alcanzar niveles muy bajos en estas emisiones. La selección del equipo consumidor o convertidor de energía fósil y de sus medidas de corrección de emisiones juega pues un papel fundamental en la protección del medio ambiente atmosférico a nivel local. Sin embargo, la emisión de dióxido de carbono derivada de la combustión no tiene por el momento más medidas correctoras que favorecer su reintroducción en el ciclo –  18  –

1. El futuro de la energía

biológico potenciando la forestación. La implantación de soluciones tecnológicas para el confinamiento del CO2 generado encarecen sensiblemente los procesos (20~30%) y no están todavía suficientemente desarrolladas. Por ello su reducción, a través de la utilización de fuentes energéticas que no supongan su generación o que permitan un máximo rendimiento energético, tiene el papel fundamental en la protección del medio ambiente a nivel global. De acuerdo con el informe "Global Energy Perspectives", las emisiones actuales y previstas de dióxido de carbono son:

Escenarios (A) Al to

(B) Medio

(C) Ecológico

Emisiones netas de carbono, Gtc

1990

6

6

6

2050

9 - 15

10

5

2100

6 - 20

11

2

Un escenario de crecimiento alto, en un contexto de mantenimiento de la utilización de energías fósiles e incluso de recurso del carbón ante una insuficiencia de abastecimiento, (uno de los subescenarios considerados en esta hipótesis), conduciría a multiplicar las emisiones de 1990 por 2,5 en el año 2000. Este mismo escenario en un contexto de desarrollo tecnológico que permitiera acudir a la energía nuclear y a las fuentes de energía renovable, mantendría en el año 2100 las emisiones de 1990. Un escenario conservador en cuanto a crecimiento supone multiplicar la emisión de 1990 por 1,5 en el año 2050 y por 2 en el año 2100. Un escenario ecológico, con utilización de tecnologías no generadoras de dióxido de carbono, reduce las emisiones de 1990 al 80% en el año 2050 y al 30% en el año 2100 Consecuentemente con estas emisiones el contenido de dióxido de carbono en la atmósfera ha aumentado. Si desde el inicio de la época histórica hasta la revolución industrial se había mantenido en una cifra de 280 ppm, en los últimos 200 años ha ascendido a 360 ppm. Un aumento del orden del 30%. La tasa de crecimiento es creciente creciente y mucho más importante en los últimos 20 años, en los cuales las tres cuartas partes de las emisiones antropogénicas de dióxido de carbono son debidas a la utilización de combustibles fósiles. –  19  –

El grupo Intergubernamental de Expertos sobre Cambio Climático reitera en su informe correspondiente al año 2001, las conclusiones de informes anteriores: Ha aumentado la temperatura media en la superficie de la tierra y en la troposfera. Ha decrecido el área cubierta por hielo y nieve. Ha aumentado el nivel del mar. Se han producido cambios en algunos aspectos climáticos importantes. Señala que hay notables evidencias de que el calentamiento observado en los últimos años es atribuible a las actividades humanas y que su influencia sobre el clima persistirá durante varios siglos. La necesidad de dar una respuesta a esta situación ha llevado a un conjunto de iniciativas internacionaless lo que supuso, en coincidencia con la Cumbre de Rio, el establecimien internacionale establecimiento to de una primera plataforma para tomar medidas para hacer frente al cambio climático: la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, adoptada en 1992. Su objetivo es la estabilización de los gases de efecto invernadero en la atmósfera a un nivel que impida interferencias antropogénicas peligrosas en el sistema climático. Establece el compromiso de adoptar medidas para prevenir el cambio climático en un contexto de colaboración internacional y de promoción del crecimiento económico sostenible, especialmente en los países en desarrollo. En esta línea se fijó para los países desarrollados el compromiso de volver, en el año 2000 individual o colectivamente, a los niveles de emisión de 1990, estableciendo procedimientos de examen de la adecuación de este compromiso al objetivo de la Convención. Ya en el primer examen realizado en Berlín en 1995 se puso de manifiesto que era necesario un mayor esfuerzo de reducción, llegándose a un consenso en Kyoto, el 11 de diciembre de 1997. De acuerdo con este protocolo de Kyoto los países desarrollados desarrollados deben reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero glo balmente en un 5% para el periodo 2008- 2012, en relación con las correspondientes a 1990, fijándose para cada país un porcentaje concreto de reducción. El máximo esfuerzo corresponde a la Unión Europea a la que, en conjunto, corresponde reducir sus emisiones en un 8%, cifra superior a la acordada para los Estados Unidos: el 7% o para Japón 6%. Otros países como Rusia, deberán estabilizar sus emisiones o podrán aumentarlas como Australia (8%) o Islandia (10%). Dentro de la Unión Europea la reducción se distribuye en función de la situación de cada país con reducciones del 21% para países como Alemania o Dinamarca y aumentos del 15% para España o del 27% para Portugal. La entrada en vigor del tratado exige la ratificación al menos por 55 partes que supongan como mínimo el 55% de la emisiones. Las dificultades que está suponiendo esta –  20  –

1. El futuro de la energía

ratificación ponen de manifiesto que la necesidad de la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero no parece haber quedado asumida como una cuestión prioritaria a nivel general, máxime cuando países que figuran en primera línea como emisores de dióxido de carbono, han rechazado su compromiso, pero es evidente que un desarrollo sostenible no puede tener lugar sin una limitación de emisiones de gases de efecto invernadero y que su aplicación no debe exigir perpetuar una situación de desigualdad entre unos pocos países desarrollados y un mundo en desarrollo. 1.2. El Sistema descentralizado. Definición. Características.

La orientación de la industria eléctrica de los países desarrollados, al menos desde la Segunda Guerra Mundial, se ha dirigido -en el lado de la generación- hacia conseguir economías de escala, por medio de grandes centrales de producción eléctrica; así se explica el creciente tamaño de las centrales, su progresiv o alejamiento de los centros de consumo, el desarrollo de líneas de transporte más capaces y más largas, interconectadas y mutuamente apoyadas, y la transferencia del control del sistema eléctrico desde el entorno de los clientes o las pequeñas comunidades hacia grandes organismos, públicos o privados, de gestión centralizada y planificada. Es decir, el Sistema Centralizado (SC). Y con no poco éxito, se podría concluir. Sin embargo, esto no supuso nunca la desaparición de la generación local, una tecnología autónoma cuya forma más habitual ha sido el generador diesel de emergencia; determinadas necesidades de clientes que el sistema centralizado no podía asegurar, por cuestiones de fiabilidad –hospitales, aeropuertos- o de calidad de suministro –bancos, centros financieros, etc.-, han sido atendidas por combinaciones de esta probada tecnología, junto a otras no menos clásicas, como el almacenamiento en baterías. El objeto de este documento sería, en primer lugar, explicar por qué y cómo hablamos ahora de un nuevo modelo de negocio eléctrico a partir de lo que parece ser poco más que un nicho poco propicio para el negocio clásico. No deja de ser interesante mencionar, como se ha hecho repetidamente al dar una perspectiva histórica de la evolución del negocio eléctrico, que la nueva ola que aparece con fuerza en el siglo XXI sigue los principios que llevaron a Edison hace más de cien años a instalar su primera central de generación en mitad de Manhattan, la central de Pearl Street: generación a medida del usuario, allí donde el usuario la d emandaba; en ese mismo sitio, la empresa sucesora de Edison se plantea emplear generación local a pequeña escala para descongestionar las líneas de transporte y distribución, evitar inversiones en infraestructuras y mejorar los servicios energéticos que presta a sus clientes. Un viaje completo.

–  21  –

El cambio que se está experimentando en las dos últimas décadas del Siglo XX tiene una dimensión propia tal, que ha llevado a adoptar, para este conjunto disperso de tecnologías, servicios energéticos a clientes, y formas de gestionar la red, el rango de sistema eléctrico con personalidad y características propias. Es, por tanto, un nivel conceptual similar al empleado en el caso del SC, al que se cont rapone, y que, sin sorpresas, se llama Sistema Descentralizado (SD); son varias las definiciones que se pueden dar del Sistema Descentralizado, casi tantas como nombres (generación distribuida, distribución activa, energía distribuida, generación dispersa, etc.). Aquí se incluyen varias de las más ilustrativas, que servirán de referencia para el resto del documento: • Generación distribuida: utilización, de forma integrada o individual, de pequeños generadores por parte de compañías eléctricas, clientes eléctricos o terceros, en aplicaciones que benefician al sistema eléctrico, a usuarios eléctricos específicos o a ambos. Esta definición incluye el almacenamiento y la tecnología para la autogestión de la demanda interna (Electric Power Research Institute, EPRI) • Generación distribuida: la generación de electricidad por instalaciones comparativamente pequeñas respecto a las grandes centrales de generación, de manera que se puedan conectar en cualquier punto de un sistema eléctrico. Es un subconjunto de los sistemas distribuidos (Institute of Electrical and Electronic Engineers, IEEE) • Energía distribuida: sistema compuesto de generación localizada cerca del usuario final que puede estar altamente integrado con la red eléctrica para proporcionar múltiples beneficios en los dos lados del contador (Consumer Energy Council of America, Mayo 2001) • Generación distribuida: pequeñas unidades de generación eléctrica (típicamente menores de 30 MW) situadas estratégicamente cerca de los consumidores y centros de carga, que proporcionan beneficios a los clientes y apoyo a la operación económica de la red de distribución existente (Gas Research Institute, GRI y Federal Energy Technology Center, U.S. Department of Energy, Octubre 1999) En los documentos europeos que tratan sobre la Generación Distribuida se omite su definición; tan sólo el programa europeo DECENT (Decentralised Generation Technologies), en su introducción, indica: “La Generación Distribuida puede ser definida como generación a pequeña escala conectada a la red de distribución o del lado del usuario”. A partir de este momento, se prefiere la denominación Sistema Descentralizado para un sistema eléctrico singular que –siguiendo la definición del EPRI por su generalidad y capacidad de explicación de su contenido y características- presentaría tres aspectos básicos:

–  22  –

1. El futuro de la energía

- La Generación Distribuida (GD) o dispersa, donde las instalaciones varían típicamente desde los pocos kilowatios hasta las decenas de megavatio (el corte superior es bastante arbitrario en todas las definiciones) - El Almacenamiento de Energía - La gestión de la red, entendida como la precisa únicamente para el microsistema formado por el generador y su/s usuario/s final/es

Central de producción

Estación transformadora Estación receptora Subestación de distribución

Subestación de distribución Turbina de gas

µ Turbina Residencial

Motor alternativo

Motor alternativo

Subestación de distribución  

Comercial

Fotovoltáica

Baterías Pilas de combustible

Volante Turbina de gas

Industrial

Comercial Pilas de combustible

Esquema de elementos del sistema centralizado y del sistema descentralizado

No pocas de las tecnologías del SD han sido capaces recientemente de acceder al mercado después de muchos años de Investigación y Desarrollo (I+D); las microturbinas de gas y las pilas de combustible son buenos ejemplos: en el caso de esta última, baste decir que sus principios científicos fueron descubiertos en la primera mitad del Siglo XIX, y que hace ya un siglo se auguraba una revolución tecnológica de su mano. Quizás sea cierto, pero desde luego no como preveían los visionarios de principios del Siglo XX. –  23  –

Características que definen e impulsan el SD

La importancia del SD ha sido rápidamente reconocida, tanto por los tecnólo gos como por los clientes energéticos o las administraciones públicas. Un ejemplo singular, a la vista de los acontecimientos posteriores, lo constituye la siguiente declaración de la California Public Utilities Commission (CPUC)1: “Los beneficios (del SD) incluyen los siguientes: mayor capacidad de elección del cliente; las instalaciones de GD pueden proporcionar energía de reserva, o proporcionar todas las necesidades energéticas del usuario final; el coste de instalación y operación del generador distribuido puede ser menor que el actual coste de la electricidad; sus instalaciones pueden mejorar la fiabilidad y calidad de suministro del usuario final; la GD puede mejorar la fiabilidad del sistema y puede reduci r las pérdidas de las líneas de Transporte y Distribución; estas instalaciones pueden evitar o retrasar inversiones en el sistema de distribución; pueden proporcionar alivio a sistemas de suministro sobrecargados; y puede haber beneficios medioambientales dependiendo del tipo de tecnología empleado y el tipo de combustible utilizado” Otra dimensión desde la cual se puede avanzar una explicación del planteamiento y la importancia actual de la GD, quizás concurrentemente con las demás, parte de la reorientación –y redefinición- que el negocio eléctrico está experimentando de forma acusada en los países de economías más desarrolladas, en especial por impulso de la liberalización de los mercados energéticos; los múltiples efectos de esta tendencia están suponiendo una prueba exigente para el SC: parece difícil que, en un entorno desregulado, el SC sea la solución única y confortable, universal, para el negocio eléctrico, tal y como era en el pasado –y sigue siendo allí donde se mantiene la regulación clásica-. Una transformación de este alcance debe dar lugar, necesariamente, a nuevas formas de entender el negocio, a todos los niveles, lo que resulta particularmente favorable al SD: todo lo que favorezca una “estructura competitiva desagregada y parcialmente regulada, que promueve la innovación en el suministro eléctrico y servicios al cliente”2, como la liberalización conlleva, debe ser considerado un apoyo al desarrollo de un sistema basado en la desagregación, la eliminación de los monopolios, la iniciativa particular y la adecuación a pequeña escala a las necesidades de los clientes; otras transiciones similares de negocios regulados así lo afirman, y no se debería esperar una dirección distinta en el caso eléctrico.

1 CPUC, “Draft Decission of Commissioner Duque and ALJ Wong (CPUC Rulemaking 98 12-015, California Energy Commision 99-DIST-GEN, California Electricity Oversight Board 99-A-I-DG)”, Sept. 21, 1999.  2 Cambridge Energy Research Associates, “High Tension: The Future of Power Trasnmission in North America”, 2000.

– 24  –

1. El futuro de la energía

 Junto a esta variable de entorno regulatorio –y notoriamente polémica, como la CPUC podría atestiguar-, concurre una peculiaridad moderna del suministro eléctrico que debe ser tenida en cuenta: la electricidad es el motor de la economía del conocimiento, pero el sistema eléctrico centralizado está diseñado para la satisfacción de la demanda de la economía de la potencia; esta disfunción aporta un renovado interés en dar soluciones nuevas a un suministro que conceptualmente difiere en gran medida del tradicional, y resulta de nuevo que el SD aporta un buen conjunto de ventajas en esta materia. Como ejemplo baste decir que una compañía establecida en Silicon Valley perdería 75 millones de dólares en un corte de abastecimiento del suministro eléctrico que se prolongase durante un día. En la siguiente tabla se ilustra en términos económicos los problemas por un fallo de suministro que puede causar sobre varios sectores de la economía, en particular la digital:

Industria

Coste medio por fallo

PYME

7.500 $ al día

Telefonía celular

41.000 $ a la hora

Venta entradas por teléfono

72.000 $ a la hora

Reservas de vuelos

90.000 $ a la hora

Operaciones de tarjetas de crédito

2.580.000 $ a la hora

Operaciones mercado financiero

6.480.000 $ a la hora

 Nota: datos extraídos de Contingency Planning Research and Operations 1996 y de Teleconnect Magazine

La dificultad que la red de transporte y distribución encuentra para responder a las demandas de energía eléctrica de calidad, de la que la economía digital es agudamente dependiente, supone una importante fuerza motriz que actúa en el nuevo planteamiento del negocio eléctrico y su punta de lanza, la GD. Desde el punto de vista tecnológico, también es el momento de anunciar logros importantes, desarrollos avanzados y productos comercializables. Es significativa la opinión del EPRI, Electric Power Research Institute 3 , sobre el futuro tecnológico del SD, y las ventajas estrictamente técnicas que ofrece: - “Se pueden esperar avances revolucionarios en el campo del SC en los próximos diez años, y más allá”  3 EPRI, “Electricity Technology Roadmap, 1999 Summary and Synthesis"

–  25  –

- “La GD cercana a su punto de uso reduce la necesidad de inversiones en Transporte y Distribución, y a la vez resuelve muchas de las limitaciones del sistema y elimina pérdidas en líneas. Muchas tecnologías de GD también producen calor recuperable, apto para la cogeneración, y de esta forma mejoran la eficiencia global y aportan valor económico y medioambiental” Otro de los factores que posibilita la aparición de este nuevo concepto es la alta disponibilidad local de energía primaria para la generación distribuida. Es importante resaltar, además, que la calidad de la energía primaria empleada por la GD est á siempre en el escalón más alto de la disponible comercialmente e, incluso, supone la principal demanda para la introducción de nuevos vectores energéticos superiores a todos los actuales, como es el caso del sistema energético basado en hidrógeno distribuido en red. Esta posición singular de la GD podría ser considerada una desventaja –económica y de madurez tecnológica- en las pasadas décadas frente al SC, pero en la actualidad el peso de la opinión pública y la inversión en I+D+I están reduciendo aceleradamente esa desventaja. Muestras de este avance propio de la GD y de las infraestructuras sobre la que se apoya serían: - En primer lugar, la extensión de infraestructuras energéticas a las que se conecta la GD, caso de la red de gas natural y de la red eléctrica, por ejemplo. Esta disponibilidad alcanza también el nivel individual, como en el caso anterior de la disponibilidad tecnológica, y reduce la barrera de entrada de nueva inversión en acceso a las redes con las cuales funciona la GD. Cuando se pronostican importantes cuotas de mercado para los Sistemas Descentralizados futuros, basados en nuevos vectores energéticos, como es el caso del hidrógeno, la barrera de entrada de inversión en infraestructuras es señalada como el principal obstáculo, aunque probablemente se trate todavía de una opinión cualitativa. - En segundo lugar, las energías renovables suponen una fuente de energía primaria prácticamente ubicua, se diría que distribuida por naturaleza, donde la barrera de infraestructuras se reduce (o prácticamente desaparece, si el consumidor está próximo), y que sólo precisa de un alto nivel de desarrollo en las tecnologías de aprovechamiento para disponer de todas las condiciones favorables. No es de extrañar que el patrón de disponibilidad tecnológica en esta materia esté empezando a producir espectaculares resultados, particularmente en el campo de la energía eólica; conceptualmente, se trata de uno de los frentes de la revolución de la GD, y es uno de los signos más claros que se pueden encontrar de cómo el sector se está transformado de forma imparable. A partir de todos los puntos de vista anteriores, no resulta sorprendente que el SD se presente como la alternativa al SC, cuyas dificultades actuales se han demostrado con claridad precisamente en California: –  26  –

1. El futuro de la energía

- Dificultad para emplazar y construir grandes centrales de generación al ritmo creciente de la demanda - Dificultad para construir e interconectar grandes líneas de T&D que permitan mantener la fiabilidad del suministro y aprovechar la desregulación de sistemas eléctricos del entorno para el intercambio competitivo de electricidad - Dificultad para compatibilizar la desregulación del mercado eléctrico propio, en las dos condiciones anteriores, con la protección a ultranza del cliente - Dificultad para compatibilizar la desregulación del mercado eléctrico propio, en las tres condiciones anteriores, con el nivel de inversión en I+D que podría aportar a medio plazo la tecnología necesaria para solucionar el conflicto - Dificultad para proporcionar la calidad de suministro exigida por la economía digital En todos estos puntos, el SD puede aportar una respuesta propia, tanto por su independencia de las grandes infraestructuras, como por estar promo vida directamente por las necesidades de los usuarios finales, por su capacidad d e aportar servicios de alta calidad y por tener el apoyo tecnológico de un caudal de inversiones en I+D que han demostrado ser más ajustadas a sus necesidades, o más consistentes, que las destinadas a resolver los problemas actuales del SC. Una de las preguntas que deben servir para explicar la naturaleza del Sistema Descentralizado y el interés actual que suscita es ¿por qué surge ahora como entidad conceptual contrapuesta al Sistema Centralizado? ¿No ha existido siempre la posibilidad de generar localmente para atender determinadas demandas?. Una explicación p lausible procede del acortamiento que se observa entre el nivel técnico medio social y el nivel técnico requerido para poder explotar un recurso eléctrico descentralizado: instalar una pila de combustible en una vivienda unifamiliar o en un pequeño negocio -en un entorno desarrollado- requiere, actualmente, una destreza técnica no muy sup erior a la precisa para otros aparatos de uso común, como una caldera de gas. No hay una barrera tecnológica, o cultural, como ha existido en el negocio de generación eléctrica durante más de un siglo; es un signo, por tanto, de un estado de madurez tecnológico muy elevado, que alcanza a un número importante de individuos o emprendedores capaces de asimilar la tecnología básica de su entorno. Por decirlo desde otro punto de vista, ahora no es necesaria una empresa de tamaño importante –ni siquiera una empresa ligada a un activo material importante- para poder jugar un papel en el negocio de servicios de generación eléctrica. Se observa una cierta similitud entre esta evolución tecnológica centenaria de la generación eléctrica y la evolución que en pocas décadas ha visto el sector de tecnologías de la información: el PC es actualmente un recurso tecnológico común, asequible para una proporción muy importante de individuos de países desarrollados; no hay una –  27  –

barrera significativa de adopción, ni el uso de un orden ador requiere la creación de una estructura empresarial que reúna los recursos necesarios para ello. Y, sin embargo, esto era imprescindible hace tres décadas. Estos dos ejemplos enseñan que cuando una tecnología alcanza un grado de madurez asequible para el individuo, el negocio se transforma de una manera radical, y las empresas deben prepararse para esa nueva concepción o corren riesgo de perder posiciones. Características técnicas y medioambientales esenciales.

El SD es un conjunto complejo, muy variado, de tecnologías caracterizadas por una vertiginosa expansión y un alto potencial de aplicaciones. En el capítulo 3 de este documento se revisarán con detalle sus características técnicas, económicas y medioambientales; aquí se pretende únicamente proporcionar una clasificación inicial, que trate de abarcar el complejo panorama de este nuevo sistema eléctrico. Para proceder a una clasificación de las tecnologías asociadas a la GD o al SD, es conveniente separar entre tecnologías directamente implicadas en la generación, almacenamiento o gestión de la energía eléctrica, y tecnologías de apoyo o facilitadoras del SD como entidad propia. Se entenderá, en este último apartado, a las tecnologías que permitan una mayor eficiencia, fiabilidad, adecuación medioambiental o economía de las tecnologías centrales antes mencionadas, así como las que faciliten su penetración, su adopción a gran escala, o su gestión satisfactoria, tanto del lado del cliente como del lado de la empresa del SD. A partir de esta distinción, y dejando aparte tecnologías convencionales del SC que, en sus menores escalas, pueden ser una opción en aplicaciones determinadas (una turbina de vapor en una cogeneración, por ejemplo) una clasificación posible sería la siguiente: Tecnologías de generación

-Pilas de combustible

• • • • • •

Alcalinas Ácido fosfórico Polímero sólido (membrana de intercambio de protones) Carbonatos fundidos Óxido sólido Metanol directo

-Tecnologías de energías renovables

• Fotovoltaica • Eólica – 28  –

1. El futuro de la energía

• Biomasa (la tecnología clásica utiliza combustibles alternativos) • Minihidráulica -Máquinas de combustión interna • Alternativa: Motores diesel/otto • Rotativa: microturbinas -Máquinas de combustión externa: motor stirling -Sistemas híbridos

Tecnologías de almacenamiento de energía

-Almacenamiento electroquímico • Baterías • Sistemas regenerativos -Almacenamiento de energía cinética: volantes de inercia -Almacenamiento de energía electrostática: condensadores -Almacenamiento de energía electromagnética: bobinas superconductoras -Almacenamiento de energía térmica

Tecnologías de gestión de la red

-Gestión energética del usuario final -Gestión del microsistema generador-red-usuarios

Tecnologías de apoyo al SD

-Nuevos materiales • Cerámicos • Superconductores -Transferencia térmica -Nuevos Equipos • Medida avanzada • Diagnóstico remoto • Electrónica de potencia • Control de procesos • Interconexión a la red -Tecnologías de la Información • Control distribuido de la red • Comunicaciones • Servicios a través de internet • Modelado y simulación de sistemas

–  29  –

En el capítulo 3 de este documento se pasará revista a las principales características de las tecnologías de generación y almacenamiento más importantes, dentro de las aquí  descritas.

Microturbinas comerciales de 30 kW

Una panorámica relativa –y autorizada- de la economía y evolución de estas tecnologías y otras convencionales de generación, a lo largo de la década 2000-2009, se indica a continuación en este gráfico comparativo :

–  30  –

1. El futuro de la energía

$/kW 100,000

Pilas de combustible de óxidos sólidos (a)

Fotovoltáica 10,000

Pilas de combustible PEM

Carbón pulverizado Turbinas industriales de gas

1,000

Pilas de combustible óxidos sólidos (b)

Motores IC Microturbinas

1,00

Ciclo combinado 10 1

10

100

1,000

10,000

100,000

500,000

kW  Fuente: EPRI 

Electricity Technology Roadmap

El empleo extensivo de las nuevas tecnologías relacionadas con la Generación Distribuida significaría, si se mantiene el ritmo actual de consecución de sus objetivos tecnológicos planteados, la reducción de las emisiones de gases contaminantes, el efecto invernadero, se potenciaría la economía local y se incrementaría sensiblemente la eficiencia energética y económica. Ello es debido, en esencia, al empleo de energías primarias de buenas características medioambientales, y a la capacidad, bastante extendida en la GD, de aportar buenos rendimientos económicos y medioambientales incluso a regímenes de carga medios y bajos. Una microturbina con tamaños de entre 30 y 200 kW provoca unas emisiones al medio ambiente de 9 a 25 ppm de nox, utilizando gas natural, propano, biogás u otros combustibles líquidos. En un caso real de funcionamiento de una microturbina Capstone puesta en operación por el EPRI, se tuvieron unas emisiones máximas expresadas en ppm al 15% de O2 de: - Nox: 8 ppmv - CO: 150 ppmv

–  31  –

Valores del mismo orden se han medido en las turbinas Capstone (28 kW) y Bowman (80 kW) que, con el soporte de Gas Natural, han sido instaladas en la Universitat Rovira i Virgili (Tarragona) y en los servicios funerarios de l’Hospitalet del Llobregat (Barcelona) respectivamente. Los niveles de emisión de ruido de estas microturbinas son muy bajos, en un caso real de funcionamiento en pruebas se midieron un máximo de 84 dba a 1 m de distancia de la unidad, con un ruido de fondo de 52 dba. Estos niveles de ruido serían mucho menores una vez que se instalase un compresor de gas adecuado a la unidad. Tan notorio como el bajo nivel de ruido audible lo es su nivel de vibraciones, que les permite ser instaladas en azoteas y otras zonas de las estructuras de los edificios próximas a áreas silenciosas (caso de los servicios funerarios indicados). El caso de las Pilas de Combustible, otra de las tecnologías punteras en Generación Distribuida, es aún más claro en lo que a un bajo impacto ambiental se refiere. Al no producirse en su proceso de generación de energía combustión a alta temperatura, en los gases residuales no aparecen ni hidrocarburos sin oxidar ni óxidos de nitrógeno. Tampoco se produce sox ya que el sistema necesita que el combustible sea sometido a una depuración previa en azufre. El factor de reducción de estos contaminantes químicos varía entre el 99 y el 99,5%. Igualmente presentan un bajo nivel de contaminación acústica, debido a que no tienen partes móviles, esto permite su utilización en lugares densamente poblados. Los niveles de contaminación acústica suele ser menores o iguales a 45 dba a 10 m de distancia de la unidad. 1.3. Aplicaciones y beneficios de la Generción Eléctrica Distribuida (GD)

Las principales aplicaciones de Generación Distribuida, y los Sistemas Descentralizados en general, se podrían clasifican en cinco categorías generales, las cuatro primeras dominadas por el punto de vista del usuario energético y la quinta por el punto de vista de la empresa eléctrica del SC: Aplicaciones aisladas, fuera de la red, en particular en lugares remotos 2 Aplicaciones donde sea necesaria una alta fiabilidad o respaldo a la red 3 Aplicaciones donde la calidad de suministro sea el punto crítico 4 Aplicaciones donde se pueda conseguir un rendimiento económico superior 5 Aplicaciones donde la generación, transporte o distribución de una compañía eléctrica tradicional en una determinada zona no permite un suministro adecuado a las necesidades de sus clientes 1

–  32  –

1. El futuro de la energía

 Fuente: Federal Energy Technology Center, U.S. DoE

Aplicaciones de la GD

Dentro de este esquema general, los móviles reales de una aplicación concreta pueden estar mezclados en alto grado; la siguiente recopilación de usos ya establecidos de la GD puede dar una idea del grado de interrelación entre estos móviles, el SD y el SC: • Autogeneración

Aplicaciones de generación a medida de las necesidades de un cliente de tamaño intermedio, con demanda eléctrica casi continua durante al menos 6.000 horas al año. Al evaluar el uso de tecnologías de Generación Distribuida en este tipo de aplicaciones, el cliente ha de considerar los gastos de combustible, el precio de compra de la electricidad a la red, costes de instalación de todos los equipos necesarios y de su mantenimiento, calidad del suministro energético y la posibilidad de disponer de electricidad de la red centralizada. –  33  –

• Generación doméstica/residencia En las viviendas individuales se puede optar por instalar, por ejemplo, pilas de combustible para el conjunto agregado de sus necesidades energéticas, y puede ser especialmente útil si están localizadas lejos de la red. Sin embargo, las instalaciones residenciales han de ser relativamente pequeñas y, teniendo en cuenta el mercado actual, éstas se reducen a pilas de combustible de 1 a 7 kW de tamaño. • Cogeneración También llamada Sistemas Integrados de Calor y Energía (en inglés CHP), utiliza calor residual como elemento térmico útil para otros procesos. Este calor suele aparecer en forma de vapor, el cual puede ser utilizado tanto para calentar como para refrigerar un espacio utilizando la tecnología de absorción. Igual que antes, las aplicaciones en cogeneración están definidas por el precio de compra de la electricidad a la red, costes de instalación de todos los equipos necesarios y de su mantenimiento. Las emisiones pueden suponer una dificultad en su incorporación. Estas unidades operarán básicamente de forma casi continua, funcionando al menos 6.000 horas al año. • Complemento de potencia en picos de demanda Esta aplicación estaría regulada para demandas energéticas elevadas. Se ve afectada por los costes de instalación, la disponibilidad de las unidades y los precios del combustible. Estas unidades funcionan con mucha menos frecuencia que las aplicaciones anteriores, apenas varios cientos de horas al año. • Venta de electricidad a la red bajo acuerdo Dependiendo de la legislación aplicable, algun os clientes pueden optar por llegar a un acuerdo con los administradores de la red eléctrica y que estos le permitan vender sus excesos de energía a la red al mismo precio al que el cliente compra electricidad a la red durante otros períodos. Con este incentivo económico se aumentará el mercado para pequeñas instalaciones comerciales o residenciales, especialmente las basadas en energías renovables. • Generación de reserva o emergencia Las aplicaciones en suministros de reserva (standby) o emergencia están condicionadas por la disponibilidad de la red y los costes para el consumidor de cortes en el suministro. Aunque la unidad de Generación Distribuida operará sólo unas pocas horas al año, será usada para suministrar energía a elementos vitales cuyo fallo daría lugar a daños en la propiedad y/o riesgo para la seguridad o la salud. La elección de la tecnología adecuada de Generación Distribuida está determinada por los costes de instalación, el tiempo necesario para el arranque y –  34  –

1. El futuro de la energía

puesta en funcionamiento de la unidad, acceso al combustible y capacidad de almacenamiento del mismo y el peso y tamaño de la unidad. • Calidad en el suministro La generación eléctrica “onsite”, en el propio centro de consumo, pued e mejorar tanto la calidad como la disponibilidad del suministro, especialmente cuando está respaldada con suministro desde la red. Esta aplicación requiere de una tecnología capaz de operar de forma continua. Actualmente muchos negocios podrían instalar unidades de Generación Distribuida para protegerse del riesgo y del coste de faltas de suministro. Estos clientes serían bancos, empresas de fabricación de semiconductores, hospitales, centros comerciales… • Energía ecológica Gran parte de las energías renovables y las pilas de combustible tienen unos niveles muy bajos de emisión de contaminantes atmosféricos. Con la incorporación de tecnologías de reducción de emisiones, como podría suceder en las microturbinas, los usuarios energéticos que valoren medioambientalmente sus procesos o productos pueden elegir estas aplicaciones de Generación Distribuida antes que las propias del SC, incluso aunque deban de pagar un extracoste. • Suministro en emplazamientos remotos Las residencias y pequeños establecimientos comerciales que están ubicados lejos del sistema de distribución (T&D) pueden optar por generar su propia energía in situ. Esto evitaría los costes de conexió n a la red y cualquier problema asociado con una posición al final de una larga línea de transmisión. La eliminación de estos problemas, que incluyen cortes de suministro y baja calidad de la energía, producen las condiciones económicas necesarias para el uso de las tecnologías de Generación Distribuida en este tipo de emplazamientos. • Beneficios de la GD Según el Federal Energy Technology Center del Departamento de Energía de los EE.UU., la aplicación de la Generación Distribuida tiene unos beneficios potenciales para los usuarios, productores y el mercado en su conjunto, que se detallan a continuación conceptualmente son aplicables igualmente al entorno europeo. Para el cliente eléctrico

- Proporciona flexibilidad de emplazamiento por sus pequeños tamaños. - Permite asegurar la fiabilidad del suministro de energía, que cada vez es más crítico para la industria en general y esencial para algunos consumidores. - Proporciona la solución energética correcta en el lugar correcto. –  35  –

- Proporciona la calidad de suministro requerida en aquellas aplicaciones industriales que utilizan una instrumentación y control electrónico muy sensible. - Da lugar a una mayor eficiencia para aplicaciones locales evitando pérdidas en el transporte y distribución, y utilizando conjuntamente la energía eléctrica y calor. - Permite ahorros en la tarifa eléctrica por medio de la autogeneración durante horas punta de alto coste y adaptándose a rangos de potencia interrumpibles. - Proporciona alternativas de generación aislada para zonas donde construir la infraestructura de transmisión y distribución es muy cara. - Permite la generación eléctrica en zonas de altos requerimientos medioambientales, por medio de una conversión eficiente y de baja emisión. - Proporciona a los clientes una posibilidad más de cubrir sus necesidades de energía. Para el generador

- Limita el riesgo de la inversión debido al tamaño, flexibilidad del emplazamiento y rápida instalación proporcionado por un sistema construido modularmente. - Evita inversiones innecesarias igualando los aumentos de capacidad al crecimiento de la demanda. - Evita una mayor inversión en aumento de capacidad en el sistema de transporte y distribución, localizando nueva generación más cerca de los usuarios. - Ofrece otra opción de entrada en un mercado energético competitivo. - Abre mercados en zonas remotas donde no existe red de transporte y distribución. Para el mercado y el entorno

- Reduce las emisiones a través de una mayor eficiencia y uso de recursos. - Responde al aumento de demanda de energía, esencial para mantener la competitividad en el mercado. - Establece una nueva industria y cientos de miles de puestos de trabajo. - Mejora la productividad y fiabilidad de la energía suministrada. - Mejora la planificación energética al incorporar nuevas opciones. Las distintas aplicaciones de la GD suponen beneficios para los distintos participantes aunque no todos se beneficien directamente. En la siguiente tabla se resumen algunas de las ventajas:

–  36  –

1. El futuro de la energía

Agente

Cogeneración

Emergencia

Puntas demanda

Apoyo a la red

Generación aislada

Clientes Menores costes de energía, mayor fiabilidad

Evitar pérdidas por apagones, satisfacer servicios críticos

Menores costes de períodos punta

Mejor servicio, aunque pueden perder capacidad de elección

Evitar costes de sistemas de respaldo; sistemas remotos

Red de T&D

Puede ser integrado con la red para beneficio de ésta y los clientes

Puede ser integrado con la red para beneficio de ésta y los clientes

Mejora estabilidad de la red y economía del servicio al cliente

Pérdida de cliente y beneficios asociados

Empresa Electricidad y Servicios calor pueden Energía ser vendidos (ESE) separadamente, incluso la ESE puede vender servicios complementarios a los clientes de la cogeneración

Puede facilitar la venta por la ESE de suministros interrumpibles

La ESE puede asociar y vender potencia punta a sus clientes

Beneficios potenciales como propietario -operador del sistema

Beneficios potenciales como propietario -operador del sistema

Sector gas natural

Beneficio de mayor consumo de gas, posible cambio de combustible en calderas de F.O./G.O.

Impacto mínimo, coste alto para clientes de este servicio

Buen “acople” entre períodos valle eléctricos y períodos valle de demanda de gas

Beneficios similares a los de la aplicación de suministro de puntas de demanda

Beneficio de mayor consumo de gas

Sociedad

Beneficios medioambientales, desarrollo económico

Seguridad y Salud Pública

Beneficios medioambientales, desarrollo económico

Beneficios medioambientales, desarrollo económico

En un mercado competitivo, menor probabilidad de suponer una asignación óptima de recursos

Positivo o negativo según el caso

 Fuente: Gas Research Institute, The Role of Distributed Generation in Competitive Energy Markets, Marzo 1999.

–  37  –

En esta tabla se puede ver el alto grado de interrelación existente entre los distintos servicios y beneficios de una aplicación de GD, para el conjunto de los agentes del sistema. Se ha dejado para más adelante, en el siguiente capítulo, el análisis de esta matriz de relaciones desde el punto de vista de la empresa eléctrica tradicional, donde se volverá a ver la complejidad de ventajas y desventajas con que se puede encontrar, en este caso para cada una de sus líneas de negocio o eslabones de su cadena de valor. Para valorar el efecto que estos servicios están teniendo en el despliegue de las tecnologías de GD, es interesante observar la evolución histórica de pedidos en los equipos de generación comerciales más estrechamente relacionados, en concreto los Motores de Combustión Interna (diesel o gas) y las Turbinas de Gas (de cualquier tamaño). Se ve claramente, en los gráficos adjuntos, un despegue cuantitativo muy notable en el último trienio, tanto en número de unidades como en capacidad instalada:

Gas, Dual-fuel and Gas Engine Order Trends 18

12.000 Units Output 10.000

15

8.000

12

   d   e   r   e    d   r    O6.000   s    t    i   n    U

9

4.000

6

3 3.000

0

   9    7      8    7

   0    8      9    7

   1    8      0    8

   2    8      1    8

   3    8      2    8

   4    8      3    8

   5    8      4    8

   6    8      5    8

   7    8      6    8

   8    8      7    8

   9    8      8    8

   0    9      9    8

   1    9      0    9

   2    9      1    9

   3    9      2    9

   4    9      3    9

   5    9      4    9

   6    9      5    9

   7    9      6    9

   8    9      7    9

   9    9      8    9

Survey Year (June-May)

Diesel, Dual-Fuel and Engine Order trends

–  38  –

   0    0      9    9

   1    0      9    9

0.0

   )    W    G    (    t   u   p    t   u    O    l   a    t   o    T

1. El futuro de la energía

Gas Turbine Order Trends 120

1500 Units Output 1200

96

   d   e   r 900   e    d   r    O   s    t    i   n 600    U

72

48

24

300

0

   )    W    G    (    t   u   p    t   u    O    l   a    t   o    T

   9    7      8    7

   0    8      9    7

   1    8      0    8

   2    8      1    8

   3    8      2    8

   4    8      3    8

   5    8      4    8

   6    8      5    8

   7    8      6    8

   8    8      7    8

   9    8      8    8

   0    9      9    8

   1    9      0    9

   2    9      1    9

   3    9      2    9

   4    9      3    9

   5    9      4    9

   6    9      5    9

   7    9      6    9

   8    9      7    9

   9    9      8    9

   0    0      9    9

   1    0      9    9

0.0

Survey Year (June-May)  Fuente: Diesel & Gas Turbine

Worldwide. Octubre 2001

Gas turbine Order Trends

1.4. Relación con otros sistemas energéticos no eléctricos

El hecho de que los SD se apoyen en infraestructuras energéticas no dominadas por el sector eléctrico (hidrocarburos, en este momento), y la progresiva liberalización de la entrada en este negocio, implica que, desde estos otros sectores energéticos, la entrada en el negocio eléctrico presenta una barrera inusualmente baja. Y, como se verá, las compañías líderes de estos sectores no eléctricos no han dejado pasar la oportunidad de adoptar una posición activa, incluso ventajosa, en el terreno de los SD. Dos son los sectores energéticos donde se observa más claramente esta tendencia: Gas natural. Como se trata del combustible más buscado por las aplicaciones novedosas

de GD, caso de las microturbinas, pilas de combustible, y alguna de las tradicionales, como los motores de combustión interna, el dominio de su suministro y su red –  39  –

proporciona a las compañías gasistas varias fuertes ventajas a la hora de plantearse una línea de negocio en la GD: 1 2 3 4

Reducido riesgo de precios de combustible Importante cartera establecida de clientes energéticos Estructura de atención, O&M, gestión, facturación, adaptables al negocio eléctrico Posibilidad de acceder al negocio eléctrico sin barreras de inversión ni regulatorias

Dicho de una manera simple, una empresa de gas natural puede ofrecer con facilidad un servicio energético integrado y completo a sus clientes, que verían en sus instalaciones nuevos equipos de complejidad asequible, no muy superior, por ejemplo, a la de la tradicional caldera de gas para calefacción y agua caliente; dependiendo de la regulación local, la compañía eléctrica local podría estar obligada, incluso, a aceptar la compra del excedente de generación, con o sin prima adicional. • Transporte. La aplicación de determinadas tecnologías de GD al transporte terrestre y marítimo es inmediata y aporta tales ventajas a quienes lleguen a dominar este mercado, que se da la paradoja de que sean empresas de este sector quienes lideren la inversión en I+D y los resultados tecnológicos más prometedores en la GD a pequeña escala (menos de 100 kW, pilas de combustible de intercambio de protones). Emisiones cero, ruido enormemente reducido, suavidad de funcionamiento... parece claro que las empresas automovilísticas miren hacia estas tecnologías como a una panacea. El objetivo declarado de sus programas de desarrollo es obtener plantas motrices de automoción a un coste por debajo del umbral de los 100 $/kW…para producir energía eléctrica. Un buen indicador de hasta dónde puede llegar el potencial de una innovación tecnológica radical, y de su capacidad de extenderse por diversos sectores que antes mantenían mínimas relaciones de influencia tecnológica estratégica. • Si a esto sumamos la modularidad de estos desarrollos, y sus buenas características a cargas parciales, se puede concluir con facilidad que el riesgo, para las empresas eléctricas tradicionales, de una ruptura tecnológica en la generación, viene multiplicado por un factor muy importante; como barrera, apenas queda la necesidad de adaptar la infraestructura actual de distribución de carburantes de automoción al empleado en las pilas de combustible. Puede ser alta si se va directamente al hidrógeno, pero en el caso, por ejemplo, del metanol, no parece obstáculo infranqueable. Se puede ser imaginativo para ver en el vehículo con pila de combustible algo más que un medio de transporte y, por tanto, encontrarle otros usos : el vehículo, estacionado, puede ser un perfecto grupo electrógeno. No es una ficción pensar en que estas plantas de automoción puedan ser usadas en el futuro para generación eléctrica pura cuando –  40  –

1. El futuro de la energía

no se de el uso de transporte: en aparcamientos públicos o privados, el propietario del vehículo puede recibir un ingreso por venta de electricidad, o evitar un coste de la compañía eléctrica distribuidora, con una mínima inversión respecto a la realizada para adquirir su medio de transporte. Prácticamente todas las empresas del sector de automoción (Ford, Daimler-Chrysler…) participan en las principales empresas o consorcios dedicados al desarrollo de pilas de combustible, y cuentan con este tipo de productos en sus planes comerciales para la primera mitad de esta década. Por la ley de la mayor inversión en I+D, ésta es la línea tecnológica candidata a producir la ruptura tecnológica de la que surja el SD como elemento comparable al SC.

Ford Mondeo P2000, con un motor alimentado con pilas de combustible

1.5. El caso de la Unión Europea

La Unión Europea es un bloque importante del mundo industrializado. Como tal su economía es intensiva en energía. Con una población del 7% del total mundial su consumo energético de fuentes primarias supera el 15% del consumo mundial. El documento “Energy Outlook to 2020” elaborado por la Comisión Europea junto con un amplio panel de expertos y organizaciones (The Shared Project), analiza las tendencias del abastecimiento energético en la Unión Europea de los 15 hasta el año 2020. Como caso base estima que el consumo de energía primaria seguirá creciendo. El ritmo promedio será del 1% anual hasta el año 2010 y del 0,4% entre los años 2010 y 2020. –  41  –

Ello supone una reducción de la actual intensidad energética, en promedio del 1,5% anual en todo el periodo. Esta reducción debe reflejar cambios tanto en la orientación de la producción, más dirigida hacia productos de alto valor añadido, como en el desarrollo tecnológico, que debe contribuir a una mejora en los rendimientos de la conversión y utilización de las fuentes primarias de energia. La cobertura de la demanda por fuentes primarias está basada y seguirá basándose principalmente en los combustibles fósiles. En 1995 representaban el 80% del abastecimiento energético y globalmente mantendrán, e incluso aumentarán ligeramente, su participación (81%). Primary energy demand by fuel, EU- 15 (1990-2020) Mtoe

Annual growth rates (%)

Shares (%)

1990 1995 2000 2010

2020 1995/ 2010/ 1995/

1995 2010 2020

2010 2020 2020 Solid Fuels Liquid Fuels Natural Gas Nuclear Electricity Renewable En.Sources Total Energy intensity (toe/M690) Energy per capita (toe/cap)

302 545 222 181 2 64

238 578 274 205 1 72

207 606 338 223 1 79

182 655 401 227 2 88

1.318 1.368 1.454 1.556

218 -1.8 663 0.8 431 26 199 0.7 3 27 100 1.4 1.612

0.9

248

241 225

190

164 -1.6

3.6

3.7

4.1

4.2

3.9

0.7

1.8 -0.3 0.1 0.5 0.7 1.8 -13 -0.1 12 2.1 12 1.3 0.4

0.7

17.4 11.7 42.2 42.1 20.0 25.8 15.0 14.6 0.1 0.1 5.3 5.7

13.5 41.1 26.7 12.3 02 62

100.0 100.0 100.0

-1.4 -1.5 0.3

0.5

Dentro de ellos se produce un desplazamiento hacia el gas en detrimento fundamentalmente del carbón. La energía nuclear reduce su participación, aumentando la correspondiente a las energías renovables. El mantenimiento de la importancia de las energías fósiles en la demanda de energía primaria y la progresiva reducción de la producción interna supone un aumento muy acusado de la dependencia energética. Si en 1995 era era inferior a la mitad (46%) en el año 2020 se aproxima a los dos tercios (63%). –  42  –

1. El futuro de la energía

Dependencia en la importación de energía final, EU-15 (1995-2020) en % 1995

2000

2010

2020

Combustibles sólidos

39.5

46.7

52.8

67.8

Combustibles líquidos

72.9

74.4

81.7

85.1

Gas natural

39.9

39.5

52.4

67.3

Energía total

46.4

47.6

55.0

63.4

La demanda de energía final experimenta un crecimiento más rápido que la demanda de energía primaria: el 1,5% anual en promedio hasta el año 2010 y el 0,5% entre el año 2010 y el 2020. Ello debe ser fruto de un mayor rendimiento en la conversión de energía fundamentalmente en la generación eléctrica, en la que la tecnología debe suponer un papel importante. Final energy demand by fuel, EU-15 (1995-2020) Mtoe

Annual Growth rates (%)

1995 2000 2010 2020

1995/ 2010/ 1995 2010 2020 2020

Shares (%)

1995

2010

2020

By fuel Solids Fuels Liquid Fuels Natural Gas Stearn Electricity Hidrogen Methanol-Ethanol Renewable Energy Sources Biomass Other Total Final Energy Demand

44 405 178 70 170 0 0

36 437 198 74 190 0 0

27 479 212 89 227 0 0

20 489 213 102 266 0 0

-3.2 1.1 12 1.6 1.9 -

-2.7 0.2 0.0 1.3 1.6 18.3 8.5

-3.0 0.8 0.7 1.5 1.8 -

4.9 45.6 20.0 7.9 19.1 0.0 0.0

2.5 45.3 20.1 8.5 21.5 0.0 0.0

1.8 44.0 19.1 9.1 23.9 0.0 0.0

22 22 1

22 21 0

22 21 1

21 20 1

-0.1 -0.2 22

-0.4 -0.6 3.5

-0.3 -0.4 2.7

2.5 97.4 2.6

2.1 96.3 3.7

1.9 94.6 5.4

888

967 1.056 1.111

12

0.5

0.9

247 241 124 276

259 257 140 301

0.9 0.7 1.7 1.5

0.3 0.5 1.1 0.4

0.7 0.6 1.4 1.1

100.0 100.0 100.0

By sector Industry Residential Tertiary Transport

283 268 159 346

291 282 177 360

–  43  –

27.8 27.1 14.0 31.1

26.8 25.4 15.1 32.8

26.2 25.4 15.9 32.4

Sectorialmente la industria y el sector doméstico disminuirán su participación en el consumo final, mientras que el sector terciario y el transporte, con tasas de crecimiento de consumo superiores, la aumentarán. Dentro de los vectores energéticos finales la electricidad experimentará un aumento de participación en la cobertura de la demanda final. El aumento de su participación se sitúa en cerca de 5 puntos, aumentando del 19% en 1995 al 24% en el año 2020. Ello es un reflejo de la creciente tendencia a la electrificación en el consumo energético de los países desarrollados. Pero incluso teniendo en cuenta este aumento de participación la tasa de crecimiento promedio del consumo de electricidad en todo el periodo es del 1,7%, queda por debajo de la previsión de aumento del Product o Interior Bruto a la que históricamente siempre ha superado.

Electricity Demand by sector TWH, EU-15 (1995-2020) TWh

Annual growth rates (%)

Shares (%)

1995

2010

2020

1995/ 2010

2010/ 2020

1995/ 2020

1995

2010

2020

Industry

858

1,046

1,122

1.3

0.7

1.1

42.3

39.1

35.9

Tertiay

503

765

1,007

2.8

2.8

2.8

24.8

28.6

32.2

Households

582

747

873

1.7

1.6

1.6

28.7

28.0

28.0

Transports

55

100

111

4.0

1.1

2.8

2.7

3.7

3.6

Others

32

15

10

-5.0

-3.8

-4.5

1.6

0.6

0.3

2,030

2,673

3,124

1.9

1.6

1.7

100.0

100.0

100.0

Total

La evolución de la demanda eléctrica por sectores es coherente con la evolución de la demanda general de energía final. El sector industrial y en menor medida el doméstico , pierden importancia en relación con el sector terciario y el transporte. Desde el punto de vista de la generación de electricidad destaca fundamentalmente el crecimiento de las centrales de ciclo combinado que dominarán ampliamente la nueva capacidad de producción instalada.

–  44  –

1. El futuro de la energía

 Junto con la instalación de nueva capacidad la progresiva retirada de la actual supondrá una disminución de las actuales fuentes dominantes el carbón y en forma menos acusada de la energía nuclear. Generating capacities in GW, TWH, EU-15 (1995-2020) GW

Annual Growth rates (%)

Shares (%)

1995

2010

2020

1995/ 2010

2010/ 2020

1995/ 2020

1996

2010

2020

Nuclear

132

135

117

0.2

1.4

0.5

23.1

18.8

13.4

Coal and Lignite

180

101

37

3.8

9.6

6.1

31.5

14.1

4.2

Open Cycle multi-Fired

66

60

122

0.6

7.3

2.5

11.5

8.4

14.0

Open Cycle of IPP

33

25

21

1.8

2.0

1.9

5.8

3.5

2.4

GTOC and small GT

46

254

384

12.0

4.2

8.8

8.1

35.4

44.1

Clean Coal and Lignite

0

3

27

14.5

22.7

17.7

0.1

0.5

3.1

Biomass-Waste of Utilities

4

5

6

1.2

2.5

1.7

0.7

0.7

0.7

Fuel Cells

0

0

0

0.0

0.0

0.0

Hidro-Renewables

109

134

158

1.3

1.7

1.5

19.2

18.6

18.1

Total

570

717

872

1.5

2.0

1.7

100.0 100.0

100.0

Pese a su crecimiento las centrales eléctricas que utilizan fuentes de energía renovables no mantendrán su importancia en la estructura de la producción de energía eléctrica europea. Las emisiones de gases de efecto invernadero no sólo no experimentarán una reducción, necesaria para el cumplimiento de los compromisos de Kyoto, sino que tendrán un incremento acusado.

–  45  –

CO2 emissions by fuel, EU-15 (1990-2020) Mt CO2

Annual growth rates (%)

1990

1995

2010

2020

Solids Hard coal Coke Lignite

1.093 616 125 280

870 547 93 210

664 397 64 199

819 569 52 196

1.8 2.1 2.5 0.4

Liquids Gasoline Kerosene Diesel oil Fuel oil

1.421 354 91 576 266

1.509 350 108 640 261

1.709 424 169 729 227

1.714 425 202 729 194

565 483

658 591

925 873

3.079

3.037

3.298

Gas Natural gas Total

1995/ 2010/ 2010 2020

Shares (%)

1995 2010

2020

2.1 3.7 2.2 0.1

35.5 62.8 10.7 14.1

20.1 59.8 9.7 29.9

23.3 69.5 6.3 23.9

0.8 1.3 3.0 0.9 0.9

0.0 0.0 1.8 0.0 1.6

46.1 232 7.2 42.4 17.3

51.8 24.8 9.9 42.7 13.3

48.9 24.8 11.8 42.5 11.3

975 934

2.3 2.6

0.5 0.7

18.4 89.8

28.0 94.4

27.8 95.8

3.508

0.6

0.6

Las emisiones previstas para el año 2010 son un 7% superiores a las de 1990. Las previstas para el año 2020 son un 14% superiores. En contraste el compromiso adquirido en el protocolo de Kyoto supone una reducción del 8%. Papel de los sistemas descentralizados dentro del mercado interior de la energía

Disponer de un suministro energético adecuado y sostenible exige buscar no sólo una máxima eficiencia en su consumo final, sino conseguir también un máximo rendimiento en la conversión de las fuentes energéticas primarias en los vectores en que se realiza el consumo: mejorar los rendimientos de conversión y evitar las pérdidas de distribución en redes. Completa el cuadro de medidas de aplicación la utilización de fuentes de energía renovables que permite reducir el agotamiento de recursos fósiles y los efectos que de su combustión se derivan. La generación distribuida incide positivamente en ambos campos. Por una parte puede contribuir al máximo aprovechamiento de los procesos de conversión de energía de los – 46  –

1. El futuro de la energía

combustibles fósiles y a la reducción de pérdidas en las redes de distribución. Por otra es el elemento de generación por el que habitualmente se incorporan a la producción eléctrica las energías renovables. Para las aplicaciones de generación distribuida basadas en la conversión de la energía química, su concepto y dimensión posibilita situarlas en vecindad con el usuario final y coordinadas con su proceso. Ello permite, no sólo evitar pérdidas en distribución sino orientar la generación a la producción conjunta de calor y electricidad, lo que supone un importante potencial de incremento en el rendimiento energético. La cogeneración es una de las áreas en que la generación distribu ida tiene y puede tener un importante papel. Los equipos disponibles han experimentado un importante desarrollo. Se dispone de una amplia variedad de motores y turbinas para aplicaciones de cogeneración en pequeña escala. La distribución de gas ha experimentado una amplia difusión y permite el aprovisionamiento de combustible. Las células de combustible pueden contribuir a ampliar aún más la variedad de equipos aplicables a satisfacer distintas necesidades de cogeneración de calor y energía. Todo ello puede quedar reflejado en las proyecciones de la Comisión Europea contenidas en su “Energy Outlook to 2020”. Las empresas eléctricas dispondrán en el año 2020 del 78% de la capacidad de generación en lugar del 90% del que disponen actualmente. La generación distribuida puede permitir el acceso de pequeños productores independientes. Potenciar la cogeneración y las energías renovables son dos políticas de la Unión Europea para la protección del medio ambiente contribuyendo a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, la potenciación del desarrollo local y regional promoviendo una mayor cohesión económica y social, la promoción del empleo favoreciendo actividades con alta participación humana, y la reducción del incremento previsto en la dependencia energética reduciendo importaciones de recursos energéticos. De estas políticas se han derivado acciones que en gran medida son aplicables a fuentes de energía distribuidas. Por su importancia cabe resaltar la emisión de la directiva de promoción de electricidad generada a partir de f uentes de energía renovables, que junto con la adopción de estrategias comunitarias para fomento de la producción conjunta de calor y electricidad y el desarrollo de los programas marco de promoción de energía y dentro de ellos el programa SAVE de eficiencia energética y el programa ALTENER de promoción de las energías renovables, configuran esta acción comunitaria.

–  47  –

La publicación de la Directiva 2001/77 del pasado 27 de setiembre de 2001, sobre promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables, culmina un proceso iniciado con la publicación, el año 1997 del “Libro Blanco de las Energías Renovables”. La Directiva establece por vez primera a nivel europeo un texto legislativo completo para fomentar la producción a partir de fuentes de energía renovables. Su objeto es duplicar el porcentaje que tienen las energías renovables en el consumo bruto de energía de Europa, pasando del 6% al 12% en el año 2010. Dentro de ello busca crear un marco favorable para aumentar el porcentaje que las fuentes de energía renovables tienen en la generación de electricidad, pasando del 14% al 22% en el año 2010. La directiva basa su acción en cuatro líneas: - Establecer Establecer unos objetivos cuantitativos cuantitativos nacionales nacionales de producción de electricidad electricidad a partir de energías renovables.. - Establecimi Establecimiento ento de regímenes regímenes de apoyo nacionales nacionales y eventualmente eventualmente de un régimen de apoyo armonizado. - Simplifica Simplificación ción de los procesos procesos administrativos administrativos nacionales nacionales - Garantía de acceso acceso a las redes de transporte transporte y distribución de energía energía Se asignan valores de referencia para los objetivos cuantitativos a nivel nacional. Globalmente son coherentes con el incremento propuesto para la participación de las fuentes renovables en la generación eléctrica: pasar del 14% al 22%. En el caso de España se propone el paso del 20% al 29%. El establecimiento de regímenes de apoyo, la eliminación de obstáculos administrativos, y la garantía y facilidad en el acceso a la red deberán establecerse a nivel nacional, previéndose una evaluación de las medidas adoptadas y de la aplicación de la directiva en el año 2005, para la proposición si fuera preciso de medidas complementarias.

 Autores capítulo 1 Ricardo Granados Luis Zarauza

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Capítulo 2. Un cambio de modelo en el negocio eléctrico La GD supone una alteración conceptual importante del negocio eléctrico y, por extensión, energético; su origen es múltiple, y su explicación se ha tratado en el capítulo anterior.. Su espoleta es un cambio tecnológico de caracterís anterior características ticas radicales, cuyos detalles aparecerán en el capítulo siguiente. Como tal ruptura, y el caso del Ordenador Personal puede servir de referencia, ocasionará una nueva visión del negocio energético, una nueva cadena de valor, y un importante conjunto de oportunidades para aquéllos que reconozcan el nuevo escenario. El concepto de Sistema Descentralizado rompe con el modelo dominante durante el siglo XX en el negocio eléctrico, plantea una convergencia tecnológica directa con el sector hidrocarburos, y una competencia tecnológica directa con el sector transporte. No es de extrañar, por tanto, que numerosas empresas, especialmente de los dos primeros sectores, se planteen la consideración de los SS.DD. como una cuestión estratégica de primer orden para su propio futuro. Este capítulo trata de plantear las cuestiones clave desde el punto de vista empresarial, una vez dadas desde el punto de vista más general en el primer capítulo. La primera conclusión importante es que se puede desarrollar un negocio en el suministro de servicios energéticos de alta calidad sin pasar por el esquema de Sistema Centralizado ni por sus agentes tradicionales, las empresas de servicio público energético o utilities. No sólo se abre para éstas la puerta de la pérdida de un mercado cont rolado, sino que además desaparece la justificación tradicional de estabilidad basada en el monopolio natural del negocio eléctrico, y aparece un riesgo regulatorio claro, en función de cómo el regulador pueda entender esta ruptura como una palanca para remover los obstáculos, más o menos ligados al concepto de Sistema Centralizado, en que se encuentra la libre competencia energética. La segunda conclusión es igualmente clara: en un nuevo modelo de negocio, aparecerán nuevos agentes. Ser pionero puede reportar importantes ventajas; las consideraciones sobre cómo tomar partido en este nuevo terreno de juego se expondrán hacia el final del capítulo.

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2.1. Agentes del sistema descentralizado

Por la propia naturaleza de los SS.DD., se debe esperar una variedad mayor de agentes propios que en el caso tradicional, dominado por empresas eléctricas, de hidrocarburos, etc., más o menos verticales, pero en todo caso ordenadas en la cadena generacióntransporte-suministro a clientes clientes finales. Aquí, esta cadena clásica clásica pierde sentido, ya que los negocios clave se pueden considerar centrados en la aportación de valor añadido directo a los usuarios del sistema desde un frente triple: - Suministradores Suministradores de tecnología, tecnología, del equipamiento equipamiento clave (una pila de combustible combustible doméstica, por ejemplo), en forma de pequeñas unidades distribuidas extensamente - Suministra Suministradores dores de energía energía primaria e interconexión, interconexión, el papel más parecido parecido a las empresas energéticas clásicas o utilities. - Suministra Suministradores dores de servicios servicios energéticos, energéticos, tanto tanto desde el punto de vista de las soluciones energéticas integrales como la intermediación en mercados energéticos, siempre desde el punto de vista de la transformación de los productos energéticos en bienes de comercio o commodities Agentes basados en tecnología

La tecnología de los SS.DD. presenta, desde su origen, una variedad muy notoria de soluciones teóricamente aptas para un alto factor de penetración en el mercado, ya que prácticamente todas comparten niveles similares de eficiencia, sencillez y respeto medioambiental; se plantea así una novedosa situación de competencia entre los distintos proveedores de equipos clave para estos sistemas, situación que no tenía cabida dentro de los sistemas centralizados, en los que la posesión de la tecnología era uno de los rasgos distintivos de su agente principal, la empresa de servicio energético vertical. Las empresas que suministren los pequeños y numerosos equipos que formen los SS.DD. serán de tamaño y productos muy variables, y su éxito vendrá ligado en gran medida a la posesión, directa o indirecta, de una tecnología clave para la econom ía o la usabilidad de sus productos. Como ejemplos de estas tecnologías clave alrededor de las cuales se encontrarían agentes importantes de los SS.DD., dentro de este tipo tecnológico, y más en tono ilustrativo que de pronóstico se podrían citar: - Tecnología ecnologíass de membranas de intercambio intercambio iónico para pilas pilas de combustibles - Tecnología ecnologíass de reformadores de hidrocarburos hidrocarburos para pilas de combustibles combustibles - Tecnología ecnologíass de interconexión interconexión y facturación facturación

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2. Un cambio de modelo en el negocio eléctrico

Uno de los movimientos más claros que se observa ya es la creación y crecimiento de empresas cuya misión es, precisamente, el aprovechamiento de estas oportunidades tecnológicas, a un ritmo y con un valor –medido por el mercado- sorprendentemente altos. Agentes basados en suministro de energía en red e interconexión

El usuario final de soluciones energéticas distribuidas debe contar, en un caso supuestamente típico de generación a partir de una fuente de energía distribuida en red (gas natural, incluso hidrógeno o alternativas avanzadas de este tipo) con capacidad de compra-venta a una red eléctrica existente, con soluciones a ambos tipos de interconexión (punto de conexión, condiciones técnicas, medida, facturación, etc). Parece que este sería un terreno donde las empresas energéticas procedentes del sistema centralizado podrían tomar ventaja respecto a cualquier otro competidor –que aparecerá, en todo caso-, dado que cuentan con parte de las infraestructuras y competencias apropiadas, e incluso se hallan en una tendencia a corto plazo a dominar ambas materias, vista la propagación de las empresas de hidrocarburos hacia el negocio eléctrico, y viceversa. Si esto es posible a cualquier escala, o si se dará esta evolución del concepto de utility, son algunas de las preguntas pendientes. Agentes basados en servicios energéticos

Los dos tipos de agentes anteriores sirven para describir hasta cierto alcance lo que ahora entrevemos como el futuro sistema centralizado en un alto grado de desarrollo; no obstante, esto no parece suficiente para describir todos los puntos alrededor de los cuales surgirían agentes con funciones y negocios diferenciados. Es especialmente difícil dar un panorama plausible en esta cuestión, ya que no se cuenta con referencias claras y presentes, como en los otros dos tipos de agentes, y como mucho se pueden aventurar ideas sobre otros servicios que se podrían suponer presentes: • Servicios energéticos integrados. La complejidad de aprovechamiento de los SS.DD. en aplicaciones de cierta importancia, donde el flujo de varias “especies energéticas” puede ser difícil de gestionar por el usuario, debería dar lugar a la aparición de empresas destinadas a proporcionar estas soluciones, técnicas y de gestión, de forma conjunta, ofreciendo un único interlocutor con el usuario. Es difícil que este tipo de agente pueda resolver también el suministro desde origen de la energía primaria, o la gestión de la energía eléctrica producida en el sistema, por lo que precisaría de este tipo de agente para no caer en desventaja respecto a agentes tipo utility descritos en el punto anterior.

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•  Intermediación de mercados energéticos. La gestión de los sistemas energéticos distribuidos en red es especialmente importante cuando estos sistemas adoptan tipologías y topologías de agentes e infraestructuras como las apuntadas. La operación continua de estos sistemas pondría encima de la mesa problemas poco habituales, por ejemplo; la capacidad de trabajar en estos nuevos sistemas daría sentido a nuevos tipos de empresas, que se relacionarían por un lado con unos pocos grandes proveedores energéticos, grandes infraestructuras (los agentes típicos del Sistema Centralizado), y por otro lado con multitud de agentes de servicios energéticos finales o casi finales, dentro de las fuertes restricciones que la operación fiable del conjunto del sistema impondría. La capacidad de intermediación en estos mercados energéticos, en competencia con el agente tipo utility, marcaría su posición dentro del conjunto final de agentes de los SS.DD. Estrategias empresariales

Hay al menos dos puntos de vista que pueden resultar ilustrativos acerca de la consideración empresarial de las oportunidades que se derivan de la GD o los SS.DD.: Como nueva iniciativa, ocasionada por una ruptura tecnológica, que permite iniciar un negocio bajo alguno de los nuevos tipos de agentes antes descrito. En un estado de desarrollo incipiente de una tecnología pot encialmente revolucionaria, como es el caso, las empresas que liderasen la transformación podrían encontrar importantes ventajas: una cuota de mercado mayor, posición de dominio de mercado o de solución tecnológica, etc. Se podría avanzar, con todas las precauciones imaginables, que, en este esquema, los nuevos entrantes ocuparían eslabones “cortos” de la nueva cadena de valor (sólo servicios finales a clientes, especialización en soluciones tecnológicas competitivas, etc). En este tipo de juego, aplican todas las reglas de las innovaciones tecnológicas radicales, y las historias de éxitos y fracasos seguramente recordarán a las de cualquier otro sector ante una transformación comparable. Como empresa energética tradicional que ve ciertas transformaciones en su entorno y se plantea su respuesta estratégica. La aproximación a los SS.DD. seguramente sería más conservadora, defensiva, entre otras cosas porque no se trata de un sector acostumbrado a hacer frente a alteraciones radicales de entorno de origen tecnológico. Probablement e pasaría por alguna de las fases típicas de Vigilancia, Capacitación e Introducción en el mercado; sería poco probable una estrategia de liderazgo, por parte de este tipo de empresas, aunque esta conclusión no se obtenga, desde luego, a partir de una valoración estratégica concreta sino más bien desde una actitud reactiva. La colocación en la cadena de valor podría presentar ciertas diferencias respecto al punto de vista anterior, – 52  –

2. Un cambio de modelo en el negocio eléctrico

y ya se están empezando a dar casos de posicionamiento “largo”, que se inicia habitualmente con una alianza con un proveedor tecnológico especializado, continúa con la distribución de equipos, instalación, conexión, operación y mantenimiento, y puede concluir con el suministro de combustible, servicios energéticos añadidos y la recompra y gestión del excedente de producción. 2.2. Aplicación al caso español

La liberalización de los mercados eléctricos ha aumentado las incertidumbres ligadas a la planificación de los sistemas eléctricos. En este escenario, la generación distribuida está llamada a incrementar su papel en el futuro comportamiento de los sistemas eléctricos europeos. El concepto de generación distribuida puede presentar diferencias entre los distintos sistemas eléctricos, en función del desarrollo de los diferentes tipos de instalaciones de generación eléctrica. Así, hay muchos autores que consideran generación distribuida únicamente la que está próxima al consumidor (cogeneración, solar fotovoltaica doméstica, etc.) mientras en otros casos se relaciona más con el nivel de tensión a que vuelcan su energía en la red (distribución o transporte), en función del régimen en que se encuentre (régimen ordinario o régimen especial) o en función de la potencia (generalmente se utiliza el límite de 50 MW como potencia máxima). Ninguna de las anteriores definiciones se adapta plenamente a la estructura actual del equipo generador, y aún menos al previsible desarrollo del equipo generador en los próximos años. En cuanto al nivel de tensión, se puede considerar que prácticamente todo el régimen especial es generación distribuida a día de hoy (sólo 140 MW de 9.500 no lo son), pero no así en los próximos años dado que los grandes parques eólicos que han solicitado su acceso a la red eléctrica se conectarán fundamentalmente a la red de transporte. Por el contrario en régimen ordinario sólo 3.000 MW de un total de 45.000 MW se podrían considerar generación distribuida. Por lo tanto, en estos momentos se puede considerar que más de 12.000 MW de los casi 55.000 MW instalados en el sistema eléctrico peninsular es generación distribuida, lo que representa un 22% del total A partir de este momento el desarrollo previsible de la generación distribuida irá ligado al crecimiento del régimen especial que se pueda considerar distribuido (en función de la potencia de la instalación, su tensión de conexión y/ ubicación cerca del consumo) y al desarrollo tecnológico e instalación de equipo generador aislado de la red, ambos desarrollos ligados a la evolución de los precios de la energía en el mercado y a la retribución de la energía excedentaria de estas instalaciones. Esta situación ofrece una nueva alternativa a las tradicionales fuentes de generación que dependiendo del entorno, –  53  –

económico-social y medioambiental, puede llegar a ser una buena solución e incluso la única. Las principales razones que explican el previsible aumento de la generación distribuida se pueden resumir en: • Se ubican normalmente cerca del consumidor con el consiguiente ahorro en redes. • Las tecnologías utilizadas se distinguen por su grado de desarrollo e integración en los sistemas: - Experiencia probada: Turbinas de gas, motores de combustión interna. - Aplicaciones en desarrollo creciente: Aerogeneradores y energía solar - Tecnologías experimentales actualmente pero con un prometedor futuro: pilas de combustible, solar fotovoltáica en edificios, etc. • Debido a su menor tamaño es más fácil encontrar un emplazamiento. • El gas natural usado como combustible en la generación distribuida cuenta cada vez mas con una mayor red de distribución. • Los costes y tiempo de instalación de estas plantas no son altos. • Suelen alcanzar buenos cifras en eficiencia cuando se trata de plantas de cogeneración o mediante la utilización de ciclos combinados. • La liberalización de los mercados contribuye a la creación de oportunidades para la participación de nuevos agentes en el negocio eléctrico. 2.2.1. Generación en régimen especial

Como ya se comentó anteriormente, en España la generación distribuida, al menos hasta la fecha, se puede identificar en gran medida con las fuentes de generación asociadas al régimen especial, por el tamaño de las plantas y las tecnologías utilizadas. La trayectoria seguida por las energías renovables para generación eléctrica en España a lo largo de los últimos 10 años, ha superado ampliamente las previsiones. Cuando se publicó el PEN 1991-2000, para la España peninsular se dieron cifras de 1.684 MW de potencia instalada prevista para Renovables al final del año 2000. La realidad ha resultado ser de 4.130 MW, esto es casi dos veces y media la cifra prevista. Sin embargo, al referirse a la energía generada, en el año 1999 fue de 7.554 GWh y en el año 2000 ha sido del orden de 9.000 GWh, lo que representa un 60% más que la cifra prevista, incremento no obstante inferior al de la potencia instalada. El incremento de potencia, ha supuesto una nueva potencia instalada en estos 10 años, de casi 3.000 MW, cantidad muy superior a la prevista de 1.189 MW. Esta situación se debe en buena medida, a la potencia de tipo eólico, prácticamente inexistente en el año –  54  –

2. Un cambio de modelo en el negocio eléctrico

1990, que tras un incremento espectacular a partir de 1998, a finales de 2000 representaba unos sorprendentes 2.400 MW, -potencia 14 veces superior a la prevista para este último año, que sólo alcanzaba los 175 MW-. En el año 1999, el incremento de potencia eólica instalada, fue de 700 MW y en el año 2000 ha sido de 940 MW, lo que explica que tras un período de maduración de 8 años, no exento de vacilaciones, se ha producido una avalancha de nuevos parques eólicos en los dos últimos años, que se estima se mantendrá durante los próximos años, ante la enorme cantidad de parques en construcción, en estudio y con peticiones de instalación. Actualmente existen señales regulatorias tanto a nivel nacional como europeo que hacen presagiar un desarrollo notable de estas tecnologías, en particular aquellas que puedan aumentar la garantía de suministro y a su vez estén fundadas en tecnologías renovables. De esta manera se lograría un doble objetivo: frenar el grado de dependencia energética de terceros países y a su vez reducir la emisión de gases de efecto invernadero, en línea con el protocolo de Kyoto. La generación de electricidad con energía renovable, contribuye al autoabastecimiento energético. También la evolución seguida por la cogeneración en estos últimos 10 años ha superado lo previsto ya que mientras en el Plan Energético Nacional 1991-2000 se estimaba que en el año 2000 habría 2.200 MW de cogeneración, y la realidad ha sido cercana a los 5.000 MW. En la actualidad, las tecnologías que se están utilizando de manera predominante son la cogeneración (motores de combustión interna y turbinas de gas) y la generación con fuentes de energía renovables, principalmente de origen eólico. El volumen de po tencia instalada en régimen especial en julio de 2001 asciende a 9.500 MW, de los cuales 5.000 MW corresponden a cogeneración y 4.500 MW a energías renovables (2.700 MW eólicos).

2.2.2. La generación distribuida en el horizonte 2010

El desarrollo de la generación distribuida vendrá marcado por el avance de la energía eólica y de la cogeneración principalmente, pero también por el desarrollo de nuevas tecnologías como las pilas de combustibles, la generación con hidrógeno, las microturbinas, cuya previsión resulta más difícil al no haberse recogido hasta el momento en los distintos planes de desarrollo del IDAE o en la Propuesta d e Directiva europea de promoción de la energía renovable.

–  55  –

Se recoge a continuación en el cuadro 1 las últimas previsiones de Red Eléctrica de España, que como Operador del Sistema realiza cada año, para los distintos tipos de generación en régimen especial. Como se puede apreciar en estas cifras, que en algunos casos podrán considerarse conservadoras y en otros excesivamente ambiciosas, el principal desarrollo se espera que sea en el campo eólico, donde se estima que a finales del año 2010 habrá un mínimo de 9.000 MW instalados en el sistema eléctrico español. La cogeneración, que en estos momentos representa la mitad de la generación distribuida instalada en el sistema (5.000 MW), aunque continuará aumentando a lo largo de la presente década, perderá su posición relativa a favor de la energía de origen eólico. La potencia hidráulica distribuida en régimen especial, 1.400 MW, tendrá un desarrollo progresivo de 400 MW a lo largo de la década. La energía solar, que se espera tenga una potencia instalada que supere los 300 MW, experimentará un crecimiento considerable teniendo en cuenta que en la actualidad apenas llega a la cifra de 4 MW. Las cifras que aquí se muestran para la biomasa, basadas en las cifras recogidas en el Plan de Fomento de las Energías Renovables, parecen demasiado ambiciosas a la vista de la ralentización sufrida en muchos de los proyectos. Por supuesto, la evolución que aquí se presenta está sujeta a que eventuales cambi os en los precios de adquisición de esta energía represente una disminución en la nueva potencia instalada y por lo tanto de su contribución a las necesidades eléctricas del sistema.

–  56  –

2. Un cambio de modelo en el negocio eléctrico

Potencia y energía en regimen especial 2001-2010 2001*

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Potencia instalada (MW) a 31 de diciembre Térmicos Cogeneración y otros Biomasa Residuos urbanos e industriales Total

5.000 290

5.300 380

5.450 470

5 .600 560

5.700 650

5.800 750

5.900 850

6.000 950

6.100 1.050

6.200 1.150

240 5.530

270 5.950

300 6.220

330 6.490

360 6.710

380 6.930

400 7.150

420 7.370

440 7.590

460 7.810

1.390 3.600 4 4.994

1.440 4.600 8 6.048

1.490 5.400 24 6.914

1 .540 6.000 42 7.582

1.590 6.500 74 8.164

1.640 7.000 106 8.746

1.690 7 .500 140 9.330

1.740 1.790 1.840 8.000 8.500 9.000 175 245 315 9.915 10.535 11.155

14.874 15.676 16.480

17.285 18.125 18.965

No térmicos Hidraúlica Eólica Solar Total

Total (MW)

10.524 11.998

13.134 14.072

Potencia media anual entregada al sistema (MW) Térmica

2.425

2.644

2.812

2.949

3.079

3.192

3 .309

3.425

3.542

3 .658

No térmica (año medio) 1.304

1.609

1.874

2.086

2.258

2.418

2.578

2.738

2.901

3.067

Total(MW): Año medio Año húmedo Año seco

4.253 4.383 4.108

4.687 4.820 4.536

5.035 5.174 4.880

5.334 5.477 5.173

5.610 5.758 5.444

5.886 6.038 5.715

6.163 6.319 5.987

6.442 6.604 6.261

6.725 6.891 6.538

3.729 3.853 3.589

Entregas de energia al sistema (GWh) Térmicos Cogeneración y otros 18.660 19.920 Biomasa 1.348 1.843 Residuos urbanos e industriales 1.238 1.403 Total 21.245 23.165

20.730 21.270 2.338 2.833

21.720 22.080 22.440 3.328 3.850 4.400

22.800 23.160 23.520 4.950 5.500 6 .050

1.568 1.733 24.653 25.835

1.898 2.035 2.145 26.945 27.965 28.985

2.255 2.365 2.475 30.005 31.025 32.045

Eólica Fotovoltaica Total (año medio)

4.095 4.245 4.395 4.545 7.320 9.840 1 2.000 13.680 5 9 24 50 11.420 14.094 16.419 18.275

4.695 4.845 4.995 15.000 16.200 17.400 87 135 185 19.782 21.180 22.580

5.145 5.295 5.445 18.600 19.800 21.000 236 315 420 23.981 25.410 26.865

Total (GWh): Año medio Año húmedo Año seco

32.665 37.259 33.757 38.391 31.436 35.986

46.727 49.145 51.565 47.979 50.437 52.897 45.319 47.692 50.066

53.986 56.435 58.910 55.358 57.847 60.362 52.443 54.847 57.277

No térmicos Hidraúlica (año medio)

41.054 44.110 42.226 45.322 39.736 42.746

(*) Previsión realizada en Abril de 2001

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2.2.3. Incidencia en la operación del sistema. Impacto a corto plazo

Actualmente, en cada sesión del mercado diario de producción de electricidad, cada agente distribuidor estima y comunica la producción total horaria en régimen especial en su zona, para las 24 horas del día siguiente, cifra que incluye la producción eólica. Durante todo el período de previsión que abarcan los mercados posteriores al diario, no se modifica la producción prevista inicialmente en el mercado diario para el régimen especial, debido a que no existe comunicación alguna por parte de estos generadores sobre la producción horaria real cedida al sistema, únicamente el total mensual por el que se les retribuye y con un retraso de varios meses. Esta incertidumbre crece enormemente a medida que se va incorporando generación eólica al sistema ya que, al no conocerse la producción eólica real, se distorsiona las series de demanda, con el consiguiente perjuicio para su seguimiento y previsión. Una importante consecuencia de una elevada penetración eólica es la dificultad de prever la potencia generada convencional en la programación diaria. Esta incertidumbre se traduciría, si no hubiese ninguna previsión, en confiar a la reserva la cobertura de unas variaciones grandes de potencia. Un sistema de predicción de la producción permitiría paliar, al menos en parte, esos efectos. La operación del sistema necesita disponer de un sistema que permita predecir y estimar la energía horaria que se generará en los parques eólicos durante las siguientes 48 horas (corto plazo), para así disminuir los desvíos en los programas de generación y reserva y minimizar el impacto en la operación, haciendo que esta sea más fiable y segura. En Europa, los operadores de los sistemas eléctricos Eltra (Dinamarca) y E.ON (Alemania), el primero con una penetración eólica del 44% y el segundo con una potencia instalada de 3.000 MW, realizan este tipo de previsiones de generación eólica a corto plazo desde hace varios años. En particular, ellos están motivados fundamentalmente por el hecho de que en sus sistemas el operador del sistema es el responsable económico de los desvíos generados por la energía eóli ca. En España no es así, y el impacto económico de la generación eólica en la operación del sistema se traslada directamente al precio final de la energía en el mercado, es decir, se repercute directamente a los consumidores. Sin embargo, el pasado mes de Abril, la Comisión Nacional de la Energía publicó el Informe 6/2001 sobre la propuesta de Real Decreto por el que se desarrollan los artículos 17, 18 y 21 del Real Decreto-Ley 6/2000, de 23 de junio, con objeto, entre otros, de estimular el paso al mercado de los productores del régimen especial. De esta manera la producción eólica se podría integrar en los distintos mercados del sistema eléctrico español, integración que hasta este momento es nula. –  58  –

2. Un cambio de modelo en el negocio eléctrico

Red Eléctrica, como Operador del Sistema, preocupada por la incidencia que la generación eólica está teniendo en la operación del sistema y a la vista de las previsiones de su crecimiento, está desarrollando un sistema de predicción que permitirá conocer la previsión de la producción eólica horaria total, con antelación suficiente para las siguientes 48 horas, que podrá ser tenida en cuenta en: - la determinación de las necesidades de reserva en los mercados de regulación secundaria y terciaria. - la resolución continua de restricciones técnicas del sistema. - la programación de trabajos y descargos en líneas. El sistema será de mayor utilidad en la medida en que las predicciones sean de la mayo r calidad posible y se puedan actualizar continuamente, para lo que se considera necesario disponer de la producción de los parques en tiempo real. El modelo de previsión de la energía eólica a corto plazo que se está desarrollando, actualmente en fase de prototipo, y que podrá tener distintas alternati vas en función de la disponibilidad de información, necesita como variables fundamentales de cálculo: - las previsiones meteorológicas de velocidad y dirección de viento obtenidas de modelos de predicción existentes: Hirlam (que realiza predicciones cada 6 horas, para las 48 horas siguientes con detalle horario), el modelo del Centro Europeo de Predicciones (realiza diariamente predicciones con un horizonte de 10 días, en intervalos de 6 horas los primeros días), etc. - La generación eólica, medida en todos los parques eólicos en servicio y enviada al Centro de Control de Red Eléctrica, en tiempo real. Se presentan en la siguiente tabla 1 las principales ventajas e inconvenientes de cada uno de las técnicas de evaluación que se han analizado y sopesado a la hora de decidir cual es la más conveniente para el sector eléctrico español:

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Tabla 1. Técnicas de evaluación. Ventajas Ventajas e inconvenientes Técnicas

Ventajas

Inconvenientes

Medi dida dass en tiempo re reaal fre ren nt e a me medi dida dass en en ti tiem empo po di differ erid ido. o.

Mayo yorr pr prec eciisi sión ón en la pr pred edic iccción ón.. Apr Apren endi dizzaje en tiempo real.

Necesi Nec sida dad d de un si sist steema de medi dida dass en en ti tiempo re real.

Modelo estadístico

Hace falta po poca información s o b r e l o s p a rq u e s

Puede haber fe fenómenos difíciles de modelar.

Modelo físico

Considera un gran número de aspectos.

Necesita gran cantidad de datos de los parques.

Medidas en todos los parques frente a medidas sólo en algunos.

Mayor certidumbre en la predicción

Mayor red de adquisición de datos.

 Autores capítulo 2 Gerardo González  Fernando Soto Luis Zarauza

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Capítulo 3. Tecnologías. grado de desarrollo actual, actores, combustibles, previsiones de implantación y consideraciones medioambientales 3.1. El empuje de la tecnología

El empuje de la tecnología aparece como un factor clave para que las nuevas tecnologías emergentes de generación eléctrica sean capaces de alcanzar los nuevos retos y requerimientos de un mercado cada vez más abierto, liberalizado y con unos requerimientos medioambientales más estrictos, y a la vez complementen las tecnologías clásicas de producción eléctrica centralizada. Entre este portfolio de nuevas tecnologías cabe destacar dos de ellas, las microturbinas de gas y las pilas de combustible, como dos de las más prometedoras formas de entender la nueva visión de un mercado eléctrico sembrado de microgeneradores que apoyen la generación eléctrica centralizada, GC. Estas opciones tecnológicas, junto a otras más convencionales de la GD, como los motores de combustión interna, y el almacenamiento de energía, se tratan a continuación. 3.1.1. Turbinas de gas

Las turbina de combustión combustión o turbina de gas (TG) (TG) es una tecnología establecida establecida y desarrollada que cubre un amplio rango de potencia, desde varios cient os de kilowatios hasta cientos de megawatios. Las turbinas de combustión se aplican para propulsión de barcos y aviones, compresores de gas y generadores de energía. Durante el año pasado en todo el mundo se vendieron del orden de 500 unidades de potencias entre 1 y 30 MW para su aplicación como generadores de electricidad, unos 3500 MW para generación distribuida. Los elementos básicos de las TG son, un compresor de aire, un cámara de combustión y una turbina de expansión de los gases a cuyo eje, como carga, se acopla el generador eléctrico, con su sistema de control, mas un sistema de transformación eléctrica para el suministro a los clientes a la tensión adecuada. Las TG prod ucen energía de alta calidad utilizada para generación de vapor y producción eléctrica (cogeneración), en aplicaciones industriales o para calefacción en poblaciones. Pueden ser adaptadas para quemar gas natural, derivados del petróleo o ambos en una configuración dual.

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Recuperador de calor Gases de escape

Quemador

Aire

Compresor

 

Turbina

Carga

Turbina de Combustión

Las emisiones de las TG pueden ser controladas hasta niveles muy bajos mediante técnicas de combustión seca, inyección de agua o vapor, o tratamiento de los gases de postcombustión. Los costes de mantenimiento son de los más bajos en generación distribuida, este hecho unido a la elevada calidad del calor residual hacen de este tipo de tecnología una opción aconsejable para aplicaciones industriales y comerciales de más de 5 MW de potencia. Los mayores desafíos están, entre otros, en la eficiencia a bajas cargas de los ciclos de Brayton, la refrigeración y en la reducción del nivel de ruido de este tipo de máquinas. 3.1.2. Microturbinas

Las microturbinas o turbogeneradores son turbinas de combustión de pequeño tamaño (desde 30 a 300 kW). Las unidades individuales ind ividuales pueden ser conectadas conectad as entre sí, a modo de instalación modular, para suministrar cargas superiores. Los turbogeneradores se desarrollaron como unidades auxiliares de energía (APU) para aviones de gran tamaño y pequeños motores militares. Posteriormente se han utilizado las microturbinas en aplicaciones para vehículos eléctricos híbridos y como fuente estacionaria de potencia –  62  –

3. Tecnologías

para el mercado de energía distribuida. El diseño de su parte mecánica se basó en el de los sistemas de turboalimentación de motores (algunos fabricantes de turbogeneradores adoptaron grupos de automoción para sus primeros modelos) El núcleo de un sistema de microturbina está formado por un compresor, una cámara de combustión, turbina y generador. El compresor y la turbina son típicamente de flujo radial La ejecución estándar de las microturbinas para genarción eléctrica estacionaria y en vehículos híbridos incorpora un recuperador de calor de los gases de escape para precalentar el aire comprimido, a su entrada en la cámara de combustión.

Eje de una µ-turbina Elliott

La mayoría de los diseños son de un solo eje, horizontales, e incorporan la turbina, el compresor y el rotor del alternador (en este orden para que la turbina, que es la parte más caliente esté alejada del rotor) Este eje gira a regímenes entre 60000 y 100.000 r.p.m., según la potencia de los equipos, y arrastra consigo un generador de alta velocidad, de imanes permanentes, (con ‘tierras raras’) . La salida a alta frecuencia es en primer lugar rectificada y después convertida a la frecuencia de consumo (50 o 60 Hz) y entregada a la tensión de la red. Este sistema es capaz de producir energía eléctrica con eficiencia entre el 25 y el 30 % si se le incorpora un recuperador de calor que transfiere el calor de los gases de escape a la corriente de aire entrante. Esta descripción de la microturbina tipo tiene sus excepciones. Ingersoll-Rand, ha diseñado su microturbina Power Works de 70 kW con ejes separados para compresor y turbina, con disposición vertical, y arrastrando el generador a través de una reductora mecánica a 3600 r.p.m. (para el mercado norteamericano). Bowman Power, que utiliza los grupos de Elliott, incorpora una válvula de by-pass en el recuperador de calor del escape para poder optar a entregar más energía térmica en cogeneración en detrimento de la eficiencia en la generación eléctrica. –  63  –

Microturbina Capstone

Como en las turbinas de mayor tamaño los turbogeneradores son capaces de operar con gas o gasóleo de las adecuadas especificaciones. La alimen tación con gas debe realizarse a una presión alrededor de 5 bar por lo que, en el caso de ser conectadas a redes de baja presión, requieren un compresor (los equipos de Capstone lo incorporan en el propio equipo). La vida útil esperada por diseño, no avalada todavía por la experiencia, se sitúa en las 60000 horas, con una intervención mayor (cámara de combustión) a las 30000 horas. Esta vida útil tan larga y la baja necesidad de mantenimiento son debidas a la ausencia de elementos con movimientos alternativos, ausencia de engranajes y simplicidad constructiva. Como contrapartida, los materiales de la turbina se ven sometidos a temperaturas extremas.

Desulfuración reformado conversión Gas natural/GLP carbón biomasa residuos sólidos

Sistema de control Hidrógeno gas enriquecido

Procesador de combustible

 

Combustible

Agua

Energía eléctrica DC

Calor residual

Cogeneración proceso de recuperación

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Sistema de combustible Energía eléctrica AC

3. Tecnologías

El sistema es refrigerado por aire eliminando los sistemas de agua y aceite. Los sistemas de baja emisión han demostrado resultados similares a los obtenidos con las Turbinas de Gas de mayor tamaño. Las microturbinas son especialmente apropiadas para el suministro de energía en edificios comerciales o iluminación industrial, en cogeneración o aplicaciones sólo de potencia. La ausencia de movimientos alternativos lleva a un funcionamiento silencioso y carente de vibraciones. El ruido que se induce a través de los flujos de aire de admisión y chimenea son fácilmente suprimibles con silenciadores. Ambas características, bajo mantenimiento y funcionamiento silencioso, abre a las microturbinas mercados donde los motores de combustión interna no podrían penetrar. 3.1.3. Pilas de combustible

3.1.3.1. Definición 

Una pila o celda de combustible es un dispositivo electroquímico capaz de convertir la energía química de un combustible directamente en energía eléctrica (corriente continua) y calor. Este proceso de conversión electroquímica asegura un alto rendimiento de la transformación frente al que se obtiene en la conversión con máquinas térmicas, que presentan la limitación impuesta por el ciclo de Carnot.

3.1.3.2. Componentes de una pila de combustible 

Físicamente, las pilas de combustible están constituidas por varias células individuales conectadas eléctricamente en serie. Las células contienen una matriz con electrolito que se halla en contacto por cada lado con un electrodo, un ánodo y un cátodo. Las células individuales se conectan a través de una placa separadora (placa bipolar) cuyas funciones principales son: Actuar como colector de corriente proporcionando la conexión eléctrica entre las células. 2 Formar una barrera que separa las corrientes de gases reactantes que fluyen entre dos células contiguas. 1

La placa bipolar por tanto, ha de tener propiedades de conductor eléctrico y ser impermeable a los gases.

–  65  –

Al conjunto que resulta de la conexión de múltiples células en serie junto con las placas bipolares (la pila propiamente), se le suele denominar también con la palabra inglesa “stack”. Si bien es en la pila de combustible donde se produce el proceso de conversión de energía, para que una planta de pilas de combustible pueda ser considerada un sistema viable como generador de energía, debe utilizar combustibles disponibles comercialmente y producir energía eléctrica alterna. Así, un sistema generador de pilas de combustible consta de cinco componentes básicos: • El procesador de combustible, que convierte un combustible fósil en un gas rico en hidrógeno, que a su vez alimenta a la pila de combustible para producir energía eléctrica en forma de corriente continua. • La pila de combustible que transforma la energía química del combustible en energía eléctrica. • El inversor, que transforma la corriente continua en corriente alterna, compatible con los requerimientos de los usuarios. • El sistema de recuperación de calor, que recupera la energía térmica útil mediante un “ciclo de cola” o sistema de cogeneración, dependiendo de la aplicación. • El sistema de control, gestor del sistema. 3.1.3.3. Principio de funcionamiento 

El principio de funcionamiento en el que se basan las pilas de combustible es el inverso al de la reacción electrolítica; en las pilas oxígeno e hidrógeno se combinan para formar agua con producción de energía eléctrica y desprendimiento de calor. Se trata, por lo tanto, de una reacción limpia, en la que el único producto es el vapor de agua que puede ser liberado a la atmósfera sin ningún peligro para el medio ambiente. La única contaminación posible puede derivar del proceso de obtención del H 2 de alimentación. Además del hidrógeno puro que pueda provenir de la electrólisis a partir de una fuente renovable, pueden emplearse como combustibles otras fuentes que contengan hidrógeno como el gas natural, la gasolina (naftas), gases licuados del petróleo, metanol, etanol, etc., que tan sólo precisarían de un tratamiento adecuado (reformado, purificación) para adaptarlos a los diferentes tipos de pilas de combustible. El gas natural es el hidrocarburo preferido por tener una mayor relación H/C y además, en el caso de las pilas de combustible estacionarias, por la posibilidad de que se suministre de forma continua por canalización evitando el almacenamiento de combustible.

–  66  –

3. Tecnologías

El principio de funcionamiento en que se basan las pilas produce una serie de ventajas en su funcionamiento: • Asegura un alto rendimiento de la transformación al no requerir el paso por un ciclo termodinámico para liberar la energía química del combustible, por lo que no se encuentra con las limitaciones de rendimiento impuestas por el ciclo de Carnot. • La ausencia de partes móviles da lugar a un funcionamiento silencioso, que permite su emplazamiento en zonas urbanas, y reduce también los costes de mantenimiento. • Presentan la posibilidad de diseños modulares de sencilla instalación. • Es una tecnología que genera pocas emisiones contaminantes. La ausencia de combustión así como los combustible utilizados permiten minimizar las emisiones de SOx y de NOx. • Suelen presentar un elevado rendimiento en un amplio rango de regulación, típicamente del 30% al 100%. Así permiten una mayor flexibilidad de operación y una mayor eficiencia a cargas parciales. • Generación eléctrica de calidad obtenida por ondulación de una corriente continua (ausencia de armónicos y rizados). 3.1.3.4. Tecnologías 

Los distintos tipos de pilas de combustible vienen caracterizadas por el tipo de electrolito que utilizan, que además condicionará la temperatura de operación y de recuperación de calor de los gases de escape. Se considera operación a alta temperatura la que se realiza por encima de 300ºC, principalmente las pilas de carbonatos fundidos y de óxidos sólidos 600 y 1000ºC, lo que las hace especialmente idóneas para aplicaciones estacionarias y de cogeneración. Las pilas de baja temperatura alcalinas y con membrana de intercambio de protones principalmente) trabajan a temperaturas entre 70 y 90°C y se consideran generalmente más aptas para aplicaciones móviles y/o portátiles, aunque se trata de expandir su campo de aplicación en unidades estacionarias de cogeneración. En un rango intermedio, trabajando a temperaturas sobre los 200°C, se encuentran las pilas de ácido fosfórico, aptas para aplicaciones estacionarias. Mención aparte merece la emergente tecnología de pilas alimentadas desde metales, en las que se aplican conceptos distintos a los empleados en el resto de las pilas (que pueden considerarse como sistemas de acumulación de energía y no de generación).

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Pilas de ácido fosfórico (PAFC, phosphoric acid fuel cell)

Es la única tecnología de la que existe una versión comercialmente disponible, la PC25 de 200 kW fabricada por ONSI, filial de United Technologies Corp. (UTC, antes International Fuel Cells). Hasta la fecha se han vendido unas 250 unidades. Las PAFC se caracterizan por emplear electrolitos de ácidos fosfóricos lo que proporciona una cierta tolerancia ante la presencia de CO 2 en la corriente de entrada de gases (se permite unos niveles del 20 %). Una desventaja intrínseca a los electrolitos ácidos es la necesidad de utilizar un catalizador (Pt) para acelerar la cinética de las reacciones. El platino reduce su actividad en presencia de CO, por lo que se hace necesario el control de CO en el combustible par evitar el envenenamient o del catalizador. En la actualidad se está optimizando el uso del platino como catalizador para reducir los costes de producción de esta tecnología. El ácido más utilizado es el H3PO4 por cumplir características imprescindibles para un buen electrolito tales como estabilidad, conductividad iónica y baja volatilidad a alta temperatura. Operan a una temperatura en el entorno de los 200ºC, lo que encuadra a esta tecnología como de temperatura media y las hace aptas para el suministro de energía térmica de baja calidad en aplicaciones de cogeneración pudiendo conseguir hasta un 50% de eficiencia en generación térmica. Son alimentables con hidrógeno, y mediante los adecuados procesadores de combustible con metanol y gas natural, aunque algunas unidades de UTC operan con propano, gases de vertedero y gases de digestores anaeróbicos. Se usa en aplicaciones estacionarias de cogeneración, campo en el que se han comenzado a instalar las primeras unidades en hospitales, hoteles y escuelas, así como en instalaciones en las que se requiera un suministro energético ininterrumpido de energía. Pilas de intercambio protónico o de polímero sólido (PEMFC proton exchange membrane fuel cell)

Esta tecnología es una apuesta decidida de importantes fabricantes en el sector de la automoción . Su funcionamiento a baja temperatura, en torno a 80ºC, que permite rápidos arranques de los sistemas y elevada densidad energética, las hace especialmente – 68  –

3. Tecnologías

adecuadas para su empleo en aplicaciones portátiles. Las pilas poliméricas se encuentran en una etapa precomercial y los esfuerzos se dirigen a la reducción de la carga de platino necesaria en los electrodos y a mejorar la resistencia al monóxido de carbono contenido en el combustible, que reduce la actividad de la capa catalizadora. Como se mencionó anteriormente las bajas temperaturas de operación, el poco tiempo necesario para el arranque, la ligereza, la elevada densidad de potencia y su sencillez hacen a las PEM especialmente indicadas para aplicaciones, tales como automoción, energía remota, potencia de respaldo y energía de alta calidad. En cuanto a las aplicaciones de cogeneración no está claro que alcancen una gran viabilidad sin sistemas auxiliares de combustión dado el rango de temperaturas en que trabajan. Los desarrollos en el campo de la automoción se han centrado en las potencias demandadas para la tracción. En las aplicaciones estacionarias se encuentran desde desarrollos precomerciales domésticos de 3 kW hasta equipos de demostración de 250 kW Se está avanzando en el desarrollo de las pilas de metanol directo (DMFC Direct Methanol Fuel Cell) en las que éste alimenta las células sin necesidad de ser reformado previamente a hidrógeno. Sus aplicaciones se enfocan a equipos portátiles tales como ordenadores, teléfonos, cámaras de vídeo, etc., en donde unos cartuchos de metanol sustituyen a los acumuladores actuales. Pilas alcalinas (AFC, alcaline fuel cells)

Fueron las primeras que tuvieron una aplicación práctica en su desarrollo para el programa espacial Geminis de la NASA. Por su rango de temperaturas de operación (70°C) son aptas para su uso en automoción, sin embargo cayeron en desuso porque el álcali fuerte, líquido, que se emplea como electrolito se consideró un riesgo potencial en caso de incidente. Sólo una empresa ha seguido apostando por esta tecnología y ha conseguido introducirla recientemente en aplicaciones para el transporte (taxis en Londres). Su futuro dependerá del éxito en la reducción de los costes de las PEM. Pilas de óxidos sólidos (SOFC, solid oxide fuel cell)

Es una de las tecnologías de alta temperatura, lo que las hace especialmente idóneas para las aplicaciones de cogeneración mediante el aprovechamiento de la energía térmica de los gases de escape que resultan de una operación a una temperatura entre 800 y 1000ºC. – 69  –

El electrolito está constituido por óxidos cerámicos por lo que no se requiere una gran pureza del hidrógeno puesto que en estas pilas no son los protones los que ci rculan por el electrolito sino los iones O2-. En este caso CO no es un componente indeseable sino que actúa como combustible. Sus características técnicas (alta temperatura de operación y posibilidad de funcionamiento híbrido junto con turbinas de gas) podrían posibilitar su expansión sobre todos los campos tradicionales de la generación eléctrica (residencial, comercial, industrial, etc). Hay equipos precomerciales, para aplicaciones domésticas, de 1 kW y se espera que esta tecnología permita alcanzar los 2MW. Esta tecnología puede tener una elevada eficiencia, desde el 46% para la pila aislada a presión atmosférica hasta cerca del 70% cuando se utiliza de forma presurizada conjuntamente con una turbina de gas lo que se considera que será una opción importante para la generación de mayores potencias (~25MW). El mayor prototipo de esta configuración híbrida genera 300 kW Pilas de carbonatos fundidos (MCFC, molten carbonate fuel cell)

Las pilas de carbonatos fundidos han evolucionado desde diseños en los años 60 para la utilización directa del carbón. Operan a altas temperaturas (en torn o a 650ºC) lo que las hace adecuadas para aplicaciones estacionarias de cogeneración ya que la temperatura de salida es la suficiente como para la generación de vapor en aplicaciones industriales, por lo que los fabricantes están dirigiendo sus productos hacia mercados como hoteles, escuelas y otro tipo de aplicaciones industriales. Su princip al característica es la aptitud para el reformado interior de los combustibles y la posibilidad del uso de gases derivados de productos del carbón. Son las pilas que presentan una mayor eficiencia para la generación eléctrica (en versión simple, sin hibridación). 3.1.3.5. Combustible 

El hidrógeno puro sería el combustible ideal, sobre todo en aplicaciones de baja potencia, ya que como producto de su combustión se origina vapor de agua únicamente, no provoca contaminación de los catalizadores y las pilas obtienen su mayor rendimiento eléctrico cuando se alimentan desde hidrógeno puro. En cualquier caso, el hidrógeno no se encuentra disponible como tal en la naturaleza, sino que se produce industrialmente. A pesar de su amplia utilización como agente químico, su aplicación energética es menos común y, hasta el momento, únicamente se emplea como – 70  –

3. Tecnologías

combustible para vehículos espaciales. Se considera al hidrógeno como una fuente energética muy interesante debido a su bajo impacto ambiental, su alto contenido energético y la variedad de posibles aplicaciones: automóviles, aviones, cocinas… El hidrógeno puede producirse en grandes cantidades a partir de fuentes de energía primarias, tales como combustibles fósiles (carbón, petróleo o gas natural). Actualmente su obtención se reparte de la siguiente manera. - Gas natural: 76 % - Petroleo: 23 % - Otros: 1 % Así podemos obtener hidrógeno de diferentes purezas mediante: • Reacciones químicas como las producidas al sumergir zinc en ácidos o bases fuertes. Esta técnica, sin embargo, no resulta práctica para las aplicaciones industriales debido a su alto coste económico aunque se está investigando en la línea de utilizar modernos portadores metálicos o redes de fibras de carbono como almacén de hidrógeno. • Electrólisis del agua, consistente en la liberación del hidrógeno y el oxígeno mediante la utilización de electricidad. La electrólisis del agua es un proceso muy común utilizado para pequeñas aplicaciones del hidrógeno. Sin embargo, si el hidrógeno va a ser usado para aplicaciones energéticas, la conversión eléctrica y la eficiencia del transporte, sumadas a la eficiencia de la conversión de la electrólisis del agua, hacen que se aproveche menos del 30 % del contenido energético de la fuente de energía primaria, por lo que para estas aplicaciones se está buscando otra forma de obtención. • Reformado con vapor de agua del gas natural  (MSR Methane Steam Reforming) representa alrededor de las tres cuartas partes de la producción total de hidrógeno. El proceso se basa en la reacción del vapor de agua y el metano a alta temperatura sobre un catalizador. Otros gases que contienen hidrocarburos también son adecuados para la producción de hidrógeno como es el caso de diferentes gases (biogases) procedentes de la fermentación anaerobia de biomasa y residuos. Otras dos tecnologías se han desarrollado para generar hidrógeno con objeto de alimentar las pilas de combustible: el reformado por oxidación parcial (POX) y el reformado auto-térmico (ATR). En el POX el hidrógeno se obtiene exclusivamente del hidrocarburo por lo que no precisa vapor de agua, aspecto que lo hace adecuado para la alimentación de los vehículos con tracción eléctrica mediante pila de combustible a pesar de tener peor eficiencia de transformación que el SMR. –  71  –

El ATR es una tecnología intermedia entre el SMR y el POX en la que la cantidad de agua necesaria es mucho menor que el caso de SMR (del orden de 2.5 a 4 veces menor) . Su eficiencia de transformación el algo inferior a la del SMR pero los costes de inversión en el equipo son también algo inferiores, de modo que la elección de la tecnología, entre SMR y ATR, dependerá en cada caso de las características de explotación de la instalación. 3.1.4. Sistemas híbridos

Dadas las expectativas de su complementariedad se está realizando actualmente un especial esfuerzo hacia la integración de la tecnología de las pilas de combusti ble de alta temperatura con las turbinas de gas. Para simplificar la descripción del sistema puede asumirse que se trata de una microturbina cuya cámara de combustión ha sido sustituida por una pila de combustible de alta temperatura. A su vez la pila de combustible puede considerarse turboalimentada. La tecnología híbrida resultante de la integración presenta unas características potenciales para aplicaciones de generación de energía que superan los estándares conocidos hasta la fecha, entre ellas están, eficiencias teóricas superiores al 80%, emisiones de CO 2 y NOx inferiores a unos pocos ppm y una reducción del coste del kW instalado del 25% en comparación con u na pila de combustible del mismo tamaño. Aire Acondicionador de potencia AC DC

Gases de escape

Combustor Filtro

SOFC

C

T Combustible

Quemador

G

Turbina de gas/ generador

Combustible Desulfurador combustible

Aire

Recuperador de calor

Gases de escape

Sistema híbrido pila de combustible/turbina de gas

–  72  –

3. Tecnologías

La sinergia obtenida mediante sistemas híbridos proviene primeramente de la utilización de la energía térmica de los gases de escape y de la postcombustión del combustible residual de la pila para impulsar la turbina de gas. Además, la utilización de un recuperador contribuye a mejorar la eficiencia térmica por medio de la transferencia de calor de los gases de escape de la turbina para precalentar el combustible y aire de entrada al sistema. La microturbina tiene una eficiencia que es máxima a plena carga mientras que la pila de combustible la tiene a cargas parciales. De la hibridación de ambas surge una curva de eficiencia que se muestra muy plana a lo largo de la variación de la carga. 3.2. Prestaciones y mercado 3.2.1. Prestaciones y costes

Mientras que los datos de costes y prestaciones de algunos sistemas de microgeneración como los motores alternativos son mejor conocidos, los datos acerca de las microturbinas y pilas de combustibles están basados sobre un número limitado de proyectos de demostración. Por tanto, las comparaciones de costes y prestaciones entre distintas tecnologías de microgeneración deberían ser interpretados con un cierto grado de incertidumbre. En la siguiente tabla se dan valores de costes y características de motores alternativos, microturbinas y pilas de combustibles. Esta información corresponde a datos suministrados por fabricantes y distribuidores de estos sistemas, y presentada al Dpto de Energía USA (DOE).

–  73  –

Costes y características Tecnología

Motores alternativos

Microturbinas

Pilas de combustible

Rango de potencia

30kW-60MW

30-200kW

100-3000kW

Coste kW instal, $/kW 200-800

350-900

900-3300

Eficiencia eléctr (pci)

27-38%

15-32%

40-57%

Eficiencia global

80-85%

80-85%

80-85%

Costes variables O&M .0075 - .02

.004 - .01

.0019-.0153

Tamaño (sqft / kW)

0.22 - 0.31

0.15-0.35

0.9

Emisiones (lbv / kWh)

Gasoil: NOx: 0.022-.025 CO: 0.001-0.002 GN, NOx: 0.0015 - 0.037 CO: 0.004 - 0.006

NOx: 3 - 50 ppm CO: 0.3 - 50 ppm

NOx: < 0.00005 CO: < 0.00002

Combustibles

Gasoil, G.Natural, gasolina; las grandes unidades pueden ser duales (G.Natural /gasoil) o deriv pesados

G.Natural, gasoil, queroseno, metanol, etanol, etc.

G.Natural, propano, biogas, gas de vertedero, etc.

Las claves para la penetración en el mercado de l a microgeneración de estas tecnologías han sido obtenidas de distintas fuentes, si bien, tantos las microturbinas como las pilas de combustibles necesitan de un mayor número de horas de operación y datos operacionales para probar ambas tecnologías. Los datos sobre la vida operacional, eficiencia y costes de O&M de unidades ensayadas no son ampliamente conocidos, y en la mayoría de los casos, la información es incompleta y poco fiable. Algunos de los puntos críticos sobre los costes y prestaciones de estas tecnologías son: • Coste del kW instalado. El coste del kilowatio instalado es uno de los puntos críticos para la mayoría de los emplazamientos y consideraciones económicas de la generación on-site. Como tecnología competidora, los fabricantes de motores alternativos deben continuar reduciendo los precios, especialmente si las microturbinas y las pilas de combustibles alcanzan sus objetivos de costes. Las microturbinas, como media, son actualmente más caras que las correspondientes unidades de motores alternativos, pero se espera que las primeras llegan a ser más baratas en los próximos cinco años. –  74  –

3. Tecnologías

Alcanzando estos objetivos de costes proyectados será importante la consideración medioambiental que es más ventajosa para las microturbinas. Así, también son muy importantes las consideraciones acerca de los equipos auxiliares necesarios, sobretodo, el procesador de combustible, el sistema de compresión de gas, sistema de recuperación y sistema de control que suponen una parte importante del coste total, de forma que mejoras en estos sistemas son necesarias para alcanzar los objetivos finales de costes. Las pilas de combustible tienen el mayor coste de capital de las opciones de microgeneración. Por tanto, son necesarias reducciones sustanciales para permitir a las pilas de combustible competir con otras tecnologías de generación y la red. • Eficiencia. Los motores alternativos tienen una eficiencia eléctrica más alta comparada con la de las microturbinas, que posen actualmente la menor eficiencia eléctrica de todas las opciones de microgeneración. Las microturbinas requieren de mejoras de diseño del sistema de recuperación y de los materiales utilizados para incrementar su eficiencia, así, para alcanzar valores de eficiencia eléctrica del 40% o mayores requiere de un sistema de recuperación realmente eficaz o de diseños multietapas, además de materiales para altas temperaturas, tales como, cerámicos que permitan a las microturbinas operar a altas temperaturas e incremantar sus valores de eficiencia. Las pilas de combustible prometen alcanzar los mayores valores de eficiencia de todas las opciones de microgeneración, pero necesitan de un mayor número de proyectos de demostración que permitan obtener valores que garanticen sus prestaciones. Para cada una de estas opciones, mayor eficiencia en la conversión también significa menores emisiones, particularmente de compuestos de carbono, factor cada vez más importante en los mercados de generación de energía. • Emisiones. Los motores presentan mayores emisiones de CO, NOx y partículas que sus correspondientes tecnologías competidoras, lo que supone una gran desventaja en áreas con estrictos criterios de emisiones, o cuando los clientes demandan bajas emisiones para ser percibidos como generadores de energía “menos contaminantes o verde”. La utilización de catalizadores para alcanzar niveles de emisiones aceptables es frecuentemente demasiado cara, lo que provoca un incremento del coste del kW instalado. Las microturbinas tiene una fuerte ventaja sobre los motores en términos de emisiones. Las expectativas para las emisiones de NOx son actualmente más bajas y las futuras mejoras permitirán además alcanzar valores de un solo dígito –  75  –

de emisiones en ppm. Si unimos esto con el hecho de que áreas con límites de emisión estrictos tienden a tener relativamente altos costes de electricidad, las unidades de producción eléctrica con bajas emisiones tendrán una importante ventaja para ganar mercado. Las pilas de combustible debido a su propia naturaleza de generación de energía eléctrica sin proceso de combustión, tienen niveles de emisiones de CO y NOx extremadamente bajos. A medida que los niveles estándares de emisión lleguen cada vez a ser más estrictos, las pilas de combustibles ofrecerá una clara ventaja como opción de microgeneración. Por otro lado, las emisiones de CO 2 de las pilas de combustibles son generalmente menores que otras tecnologías alternativas debido a su mayor eficiencia. • Fiabilidad/disponibilidad. Los motores requieren mayores períodos de mantenimiento que las tecnologías alternativas y por lo tanto una mayor número de indisponibilidad programada. Debido a que a menudo son altos los costes de servicios de unidas de apoyo de generación eléctrica, esto provoca que las indisponibilidades pueden dar lugar a unos altos costes de generación. Además, provocan una dependencia de suministradores externos de este tipo de servicios o de la disponibilidad de personal interno para este mantenimiento. Las microturbinas tiene el potencial de tener menores requerimientos de mantenimiento que los motores debido a su mayor simplicidad de diseño, construcción y menor número de partes móviles. Sin embargo, la vida de sus componentes no ha sido completamente probada y actualmente el mantenimiento programado tiene unos costes aproximados de 1 cent$/kWh que está próximos a los costes de motores. Si estas unidades pueden alcanzar los 0.4 cent$/kWh, que corresponden a los niveles de las grandes turbinas entonces podrán ser mucho más competitivas. Las pilas de combustible no tiene partes móviles y por tanto tiene el poten cial de alcanzar unos menores costes de mantenimiento. Sin embargo, los sistemas auxiliares, tales como bombas y ventiladores necesarios para la operación de las pilas de combustible pueden ser costosos de mantener y provocar aumentos de las indisponibilidad programada y no programada. También la sustitución del conjunto de celdas (stack) programada para las 40.000 horas para mantener una alta eficiencia, añaden un coste significativo a los costes de mantenimiento, por tanto, son imprescindibles datos para validar estas expectativas.

–  76  –

3. Tecnologías

• Utilización de la Energía Térmica producida. En los motores alternativos la energía utilizable proviene de las camisas de agua, gases de escape y del aceite de refrigeración. La capacidad para recuperar y utilizar toda la energía térmica depende de la eficiencia de los intercambiadores de calor y la carga térmica que es posible conducir al lugar de utilización. Para poder utilizar la mayor parte de la energía térmica, se debe utilizar el agua caliente o vapor de baja temperatura producido. En las microturbinas toda la energía térmica producida se encuentra en el escape, lo que supone una ventaja frente a los motores ya que supone la recuperaci ón de calor de una sola corriente. Las microturbinas tiene entonces un gran potencial para generar vapor y puede suponer una ventaja adicional en emplazamientos con alta demanda de vapor. Las pilas de combustible están diseñadas para producir calor de mayor calidad que los motores alternativos o incluso que las turbinas. Así, las pilas de combustible están mejor equipadas para alcanzar las necesidades de energía térmica de emplazamientos que demandan una alta calidad del vapor. 3.2.2. Previsiones de mejoras en microgeneración

En las figuras siguientes se muestran las expectativas futuras de costes y prestaciones para cada tecnología de microgeneración, basados en los datos de la literatura técnica y de los distintos fabricantes de la tecnología. Como conclusiones podemos decir que en los próximos cinco o diez años se prevé una mejora sustancial de la tecnología de microgeneración y permitirá importantes mejoras en los costes y un mayor potencial de penetración del mercado, si en paralelo se resuelven equitativamente otros desafíos técnico-económicos sobre su integración en el sistema operativo global.

–  77  –

3000

Pilas de Combusible/Sistemas Híbridos

   ) 2500    W    k    /    $    ( 2000   o    d   a    l   a    t   s 1500   n    i      W    k   e 1000    t   s   o    C

Microturbinas

500

Motores 0

Actualmente (2000)

Futuro (2005-2010)

Expectativas de coste kW instalado, actuales y futuras 18.000 20

17.000

Microturbinas

16.000 15.000 14.000

   )    h    W    k    /   u    t    B    (   e    t   a   r    t   a   e    H

Motores

25

13.000 12.000 11.000 10.000

35

9.000 8.000 7.000

50

6.000 5.000 75 4.000 3.000

Pilas de Combusible/Sistemas Híbridos

Actualmente (2000)

Futuro (2005-2010)

Expectativas "consumo específico, hr" actuales y futuros: ( 3412,7 btu = 860 kcal, 100% eff ) –  78  –

100

   )    %    (   a   c    i   r    t   c    é    l   e   a    i   c   n   e    i   c    i    f    E

3. Tecnologías

Ejemplo de estudio de mercado. Fabricantes USA [6] Sector

Mercado / Aplicac.

Industrial

Sum. Contínuo CHP Puntas Emergencia Sº premium

Comercial

Emergencia Sº premium

Residencial

Pilas combustible

MW / unidad

Miles unidades

900 9.000 500 5.000 800

3 35 2 100 30

15.000 30.000

300 600

3.500

500

Estimación aportación actual "GD" en países UE15 MW

% potencia instalada

Austria

700

4,0

Bélgica

1.938

13,2

Dinamarca

3.450

28,0

Francia

1.753

2,5

Alemania

8.599

--

43

0,4

Italia

3.708

5,2

Holanda

5.280

28,0

España

4.000

8,0

R. Unido

5.977

8,7

Grecia

 Fuente [12] : Embedded Generatión, 2000. Estadística bastante heterogénea, incluye, diesel, cogen, eólica, térmica,

 fotov, residuos, en unos países hasta 10MW, en otros solo la conectada a red de MT y en otros solo las de las e.eléctricas

3.3. Combustibles

Las posibilidades reales de muchas de las opciones o tecnologías de GD aquí tratadas dependen mucho de la disponibilidad del combustible en cantidad, calidad y precio adecuado. Es de especial relevancia el tema de precios y su volatilidad, asi como las vías de aseguramiento de los mismos, por lo que parece convenien te revisar la situación actual de la evolución de los precios de estos combustibles en los últimos años en España. –  79  –

3,8 3,6 3,4 3,2 3,0 2,8 2,6 2,4 2,2 2,0 1,8 1,6 1,4

ptas/te,pcs

T. Interrump. (BOE) Tarifa G (BOE)

     9      9      9      9      9      9      9      9      9      9      9      9      0      0      0      0      0      0      0      0      0      0      0      0     1      1      1      1      1      1      1      1      9      9      9      9      9      9      9      9      9      9      9      9      0      0      0      0      0      0      0      0      0      0      0      0     0      0      0      0      0      0      0      0      E     F      M     A     M     J      J      A     S     O     N     D     E     F      M     A     M     J      J      A     S     O     N     D     E     F      M     A     M     J      J      A

Evolución de los precios del gas natural (Indus) en España. 150 140

ptas/litro, Gasóleo “A”

130

ptas/litro, Gasóleo “C”

120 110 100 90 80 70 60 50

     9      9      9      9      9      9      9      9      9      9      9      9      0      0      0      0      0      0      0      0      0      0      0      0     1      1      1      1      1      1      1      1      9      9      9      9      9      9      9      9      9      9      9      9      0      0      0      0      0      0      0      0      0      0      0      0     0      0      0      0      0      0      0      0      E     F      M     A     M     J      J      A     S     O     N     D     E     F      M     A     M     J      J      A     S     O     N     D     E     F      M     A     M     J      J      A

Evolución de los precios del "gasóleo CYA" en España. [10]

Así mismo será conveniente tener en cuenta también que algunos de los productos derivados del petróleo, como el gasóleo caso de emplearse, serán sometidos a mayores exigencias técnicas, para no dañar la vida de los equipos, y para reducir las emisiones, de acuerdo con las Directivas de la Unión Europea para los próximos años. El posible límite de algunas de las opciones de la GD, a corto plazo, además de en el desafío de la propia tecnología, estaría en el precio del gas natural y su volatilidad. La especificación de los combustibles a utilizar es muy importante por lo que se adjuntan datos básicos de los combustibles actuales. –  80  –

3. Tecnologías

Especific. gas natural Principales características del gas natural

unidad

Familia de gases

Familia de gases H

Indice de Wobbe

(0ºC; V(0ºC;1,0132,5bar) (0ºC; V(0ºC;1,0132,5bar)

P. calorif. superior

GN distrib. ind. España min. max.

11500 45.7

13850 54.7

(0ºC; V(0ºC;1,0132,5bar)

kcal/m3N MJ/m3N kcal/m3N

9000

11000

(0ºC; V(0ºC;1,0132,5bar)

kcal/m3N

8135

9943

0.5000 0.6000

0.6500 0.8500

15 0 0 0 0

30 15 17 150 80

bar bar mbar mbar

4 0.05 17 17

72 4 50 25

C1 C2

%mol

88.6

97.3

%mol

2.1

9.4

C3 nC4

%mol

0.2

2.6

%mol

0.1

0.6

%mol

0

0.1

Nitrógeno

C5 N2

%mol

0.3

6.5

Dióxido Carbono

CO2

%mol

0

1.4

P. calorif. inferior Densidad relativa Densidad Azufre y odorantes

Condic. de entrega desde

Metano Etano Propano nButano nPentano

THT (a) H2S RSH S total H2S gaseoducto que opera a AP presión de distribución MP presión de distribución BP presión de utilización doméstica

–  81  –

-kg/m3N mg/m3N mg/m3N mg/m3N mg/m3N mg/m3N

Especificación gasóleos Especific. Gasóleo

Clase A

Clase B

Clase C

a) Densidad N 15° máx/mín

kg/m3

860/820

880/820

900

b) Color

-

-

Rojo

Azul

c) Azufre máx

% m/m

0,20 0,051º'96

0.20

0.20

d) Indice de cetáno

-

46 (49)

46 (49)

-

e) Destilación 65 % recogido, mín 80 % recogido, máx 85 % recogido, máx 95 % recogido, máx

ºC ºC ºC ºC ºC

250

250

250

350 370

350 370

Anotar

f) Viscosid cinemática mín / máx

Mm2/s

2/4.5

2/4.5

7,0

g) Punto de Inflamación

ºC

> a 55

> a 55

> a 60

l) Agua máx

Mg/kg

200

200

-

m) Partículas sólidas, máx

mg/kg

24

24

-

n) Contenido de cenizas, máx

% m/m

0,01

0,01

-

o) Corrosión lam cobre, 3h a50ºC máx

Escala

Clase 1

Clase 1

Clase 2

Otros combustibles a futuro.

El gas natural es el combustible básico, si bien debido a la búsqueda de alternativas al transporte en barco del gas natural en forma de GNL, p.ej. bajo forma de gas comprimido o hidrátos ambas en investigación, aparecen alternativas asociadas que podrían derivar en opciones en fase líquida cercanas a los GLP y GO, como el metanol y el dimitileter, utilizables en las turbinas de gas. Por parte de los derivados de los productos petrolíferos , el Gasóleo o GO, es la base actual como combustible de apoyo, apareciendo bajo investigación combustibles de mas valor o ultra-limpios, cuya especificación son cada día mas restrictivas en azufre, aromáticos. Otros candidatos serían el grupo de los querosenos, etanol, etc. Por ultimo estarían los derivados de aceites vegetales, o biodiesel entre otros. – 82  –

3. Tecnologías

3.4. Barreras regulatorias y tecnológicas 3.4.1. Consideraciones sobre la regulación de los Sistemas Distribuidos (SS.DD).

A la hora de diseñar y aprobar un modelo normativo que ordene la instalación y explotación de estos sistemas, la cuestión fundamental desde el punto de vista del regulador es la maximización del bienestar social, dand o mayor peso a la protección de los intereses de los consumidores, promoviendo en la medida de lo posible, (delimitado siempre por la estructura de costes y la tecnología de la actividad en cuestión) la competencia. Por este motivo, los reguladores, considerarían la tecnología subyacente a la actividad denominada “generación descentralizada”, la aportación al beneficio de los consumidores de la entrada en el mercado de estos sistemas, y la interacción y conexión con el resto de agentes del mercado eléctrico, sin dejar de incluir en su función objetivo el beneficio de la industria, etc. En función de su naturaleza de actividad de generación de energía eléctrica, la actividad de generación de electricidad por sistemas descentralizados es una actividad competitiva, (en contraposición de las actividades que son monopolio natural), si bien en la fecha actual, en el caso español, no se ha alcanzado el grado de desarrollo tecnológico que permita su comercialización de manera libre, a precios que puedan competir con la generación central convencional en grandes plantas, ni con la energía generada por el régimen especial, el caso más aproximado a la GD que se trata en el presente documento, debido a las primas que ésta recibe sobre el precio resultante de la casación de las ofertas de compra y de venta en el mercado de electricidad, realizadas por OMEL. El modelo de competencia de estas tecnologías podría estar más basado en la diferenciación del producto, a través del suministro de servicios de valor añadido. Es importante mencionar en este punto, que algunas de las tecnologías que en función de la legislación actual en vigor pueden acogerse al régimen especial forman también parte de lo que se denomina Generación Descentralizada, tales como la “Cogeneración” y algunos parques eólicos, en función de los puntos de inyección a la red de distribución, y de la proximidad al lugar de consumo de la energía producida por estos sistemas. 3.4.1.1. Barreras a la entrada

Una recopilación no exhaustiva de barreras que los Sistemas Distribuidos, (SS.DD) podrían encontrar desde el punto de vista regulatorio o de competencia sería: •Poder sobre el mercado de las empresas instaladas, por su capacidad para retener –  83  –

clientes tradicionales, tanto con prácticas comerciales (bajar precios minoristas para impedir el acceso de los servicios basados en la GD) como administrativas (autorizaciones de conexión a la red) o técnicas (reglamento de interconexión ) • Remuneración incompleta: los servicios de la GD al sistema son complejos y más difíciles de valorar que los ya de por sí polémicos servicios del Sistema Centralizado: por ejemplo, la reducción de capacidad máxima necesaria, o la postergación de inversiones de Transporte y Distribución, son valores de la GD que presentan dificultades intrínsecas de remuneración para los agentes que no operan en T&D en la zona en cuestión • Costes de conexión a la red de distribución 3.4.1.2. Incentivos a la entrada 

De la misma manera, los SS.DD. podrían verse favorecidos por: • Facilidades de financiación de la inversión: subsidiación, créditos blandos, etc, por organismos públicos, tanto de la inversión de los sistemas descentralizados propiamente dichos, como de los costes asociados a la inversión en la red de distribución para acoger en condiciones técnicas viables y de seguridad la nueva capacidad e inyección de energía, (relacionado con el objetivo del regulador de aumentar la competencia); • Normativa menos restrictiva sobre los potenciales entrantes, también para aumentar la competencia; • Discriminación a las empresas instaladas obligándoles a fijar un precio no inferior a uno dado; • Medidas orientas a reducir los costes de cambio de suministrador para los clientes cautivos; • Condiciones favorables de interconexión a la red de distribución (en línea con las condiciones reflejadas en el actual Real Decreto que ordena y organiza la actividad de las instalaciones acogidas al régimen especial) • Independencia de los grandes consumidores o consumidores con necesidades especiales, en los casos de propiedad de los sistemas por los mismos • Menores emisiones de gases contaminantes: subvenciones, opinión pública (probablemente elevaría la disponibilidad a pagar), directivas de la UE, cumbre de Kyoto, etc. • Promoción de la eficiencia energética en la línea de lo indicado en el capítulo 1, desde el punto de vista de la propia eficiencia en el proceso de generación de la energía, así  como desde la consideración del ahorro de pérdidas al reducir el transporte y distribución de la energía, por estar ésta situada próxima al punto de consumo. Esto también puede impulsar al regulador a incluir estas tecnologías dentro de lo que podría ser un nuevo concepto de régimen especial, con diferentes rangos. –  84  –

3. Tecnologías

3.4.2. Consideraciones tecnológicas: puntos abiertos

Con objeto de hacer mas completo el debate de la GD, se mencionan muy brevemente a continuación otros aspectos tecnológicos de interés, a los que aun no se a dado solución completa y que sin duda pueden influir en la generalización mas o menos rápida e intensa de la generación distribuida y ayudarán a ir identificando segmentos de mercado apropiados. 3.4.2.1. Estabilidad del sistema eléctrico con generación distribuida

La generación distribuida, en la que se considera también los sistemas de almacenamiento integrados en ella, que se conecta generalmente a las redes eléctricas existentes en el nivel de la distribución puede afectar significativamente a la estabilidad de los sistemas eléctricos y ello en los tres tipos de estabilidad, es decir, la de ángulo de carga(1), la de frecuencia(2) y la de tensión(3). 1

Estabilidad de ángulo de carga (pequeña o gran perturbación). Está definida por la capacidad de mantener el sincronismo entre las máquinas síncronas durante el funcionamiento normal y después de haberse producido una perturbación en el sistema. Esta estabilidad depende de la capacidad de mantener o recuperar el equilibrio entre los pares mecánico y electromagnético, de cada una de las máquinas síncronas del sistema.

2

Estabilidad de frecuencia (gran perturbación). Es la capacidad de un sistema de potencia para mantener la frecuencia dentro del margen nominal, después de una fuerte perturbación. Esta forma de estabilidad depende de la capacidad de restaurar el equilibrio entre la generación y el consumo con una pérdida mínima de cargas conectadas.

3

Estabilidad de tensión (pequeña o gran perturbación). Está relacionada con la capacidad de mantener tensiones aceptables en todos los nudos del sistema durante el funcionamiento normal y después de haberse producido una perturbación en el sistema. El factor principal causante de la inestabilidad de tensión es la falta de capacidad del sistema para mantener en todos los puntos.

En efecto, las redes de distribución actuales están previstas básicamente para transmitir la potencia eléctrica que reciben de la red de transporte hasta los consumidores, de forma que el flujo de potencias activa y reactiva es siempre desde las tensiones más elevadas hacia las más bajas. La red de distribución era totalmente pasiva por lo qu e se mantenía estable siempre que la red de transporte fuese estable. –  85  –

Sin embargo, cuando existe un grado de penetración elevado de la generación distribuida conectada a las redes de distribución, los flujos de potencia pueden invertirse, teni endo lugar ahora desde estas redes hacia el transporte. La red de distribución ya no es un circuito pasivo sino un sistema activo en el que los flujos de potencia y los niveles de tensión están condicionados tanto por las cargas como por la generación en ese susbsistema. Esta es una situación a la que se va a llegar dentro de algún tiempo que no será muy largo a la vista del desarrollo acelerado que presenta esta forma de generación. Hasta el momento los sistemas desarrollados, incluso la generación eólica que tiene una tasa de crecimiento realmente espectacular, tienen como objetivo la producción de la máxima energía posible (a un precio constante), por lo que las consideraciones sobre las cuestiones de estabilidad transitoria no tienen prácticamente importancia. En caso de fallo en la red de distribución , los generadores se desconectan y únicamente se pierde la generación correspondiente a un tiempo relativamente corto, hasta que la red se haya restablecido, produciéndose entonces la reconexión de forma automática. Con elevados niveles de penetración de la generación distribuida, especialmente con energía renovables, la contribución de estos generadores dispersos a la seguridad del sistema eléctrico será cada vez más importante. En el caso de las redes interconectadas los aspectos prioritarios serán los de la estabilidad del ángulo de carga y de la tensión. En los sistemas aislados, sin embargo, los problemas más importantes estarán ligados a la estabilidad de la frecuencia, debiendo analizarse con gran detalle el comportamiento dinámico del sistema cuando se produce la pérdida súbita de una parte importante de los generadores no convencionales. En el caso particular de la generación eólica, las variaciones rápidas de la velocidad del viento, y también las fuertes ráfagas, pueden llevar a pérdidas de generación bruscas que causarán variaciones de frecuencia y estados dinámicamente inestables por la actuación de los relés de subfrecuencia. 3.4.2.2. Otros efectos a estudiar

Función de las redes y faltas

Se puede entrever un cambio de función de las redes de distribución, radiales o malladas, al incorporar GD: se altera la potencia de cortocircuito y los cambios en las intensidades de falta requerirán la revisión de los dispositivos de protección. Los cambios de relación R/X en las redes y los efectos, en distintos escenarios operativos, sobre la caída de tensión y pérdidas, deben ser tenidos en cuenta.

– 86  –

3. Tecnologías

Protecciones

Los efectos de la corriente de falta aportada por los equipos de GD pueden llevar a modificar la selectividad de las protecciones. Tensión en la red de distribución

La GD podría ocasionar eventuales inversiones del flujo de cargas, y afectaría al perfil de tensiones de la red de distribución, además de la influencia de los posibles generadores de inducción y su demanda de reactiva. También el tamaño del GD determina su propio nivel de admisible de variación de tensión. Calidad y fiabilidad

Se producirían nuevos transitorios de tensión al conectar y desconectar equipos de GD, además de una posible distorsión armónica adicional. Los análisis de fiabilidad, de redes malladas operando radialmente, al incorporar GD, y cambiar el punto de entrada de energía, etc. demuestran que las tasas de fallo también cambiarán. Pérdidas en las redes

En principio, el efecto de la GD sería reducir las pérdidas por la cercanía entre generación y consumo. Sin embargo la alta variabilidad de posibilidades de circulación de energía en cada momento (y la circulación de energía aguas arriba de secciones de cable crecientes, cuando normalmente la sección decrece en el sentido de circulación clásica de energía) dificultaría la asignación de pérdidas y de los costes correspondientes. Operación de red

Al poder energizarse un circuito desde distintos puntos, podría complicar la obtención de permisos de intervención, paradas programadas, etc., con la consiguiente reducción de la flexibilidad operativa. Tecnologías de generadores

Mientras los grandes generadores son síncronos y pueden gestionar la reactiva, los pequeños serían generadores de inducción más baratos, pero consumidores de reactiva. Algunos de los sistemas microgeneran en corriente continua (p.ej. fotovoltaicos y pilas combustible), que es necesario convertir (inversores de electrónica de potencia) a alterna, que si bien pueden incorporar alguna posibilidad de control local de la tensión, pueden llevar a otros problemas en la red de distribución. En conclusión, la complejidad técnica del entorno regulatorio, económico y competitivo de la GD, presenta todavía puntos por resolver para alcanzar una operación segura del sistema, especialmente según crezca su grado de penetración.

– 87  –

3.5. Las energías renovables en la generación distribuida de electricidad 3.5.1. Planteamiento

En este capítulo se va a analizar el encaje de las energías renovables en el sistema eléctrico, y las coincidencias o discrepancias con las premisas arriba enunciadas en relación con la generación distribuida, y el buen funcionamiento del sistema eléctrico general. El marco de referencia es nuestro país y la generación distribuida, pero al hablar de las energías renovables no se puede olvidar la extensión de las tecnologías correspondientes a un mundo en el cual un tercio de la población, 2.000 millones de personas, no disponen de electricidad. 3.5.2. Las energías renovables en el sistema eléctrico español

España es un país con una elevada dependenci a exterior en el suministro de energía, las tres cuartas partes de la demanda de energía primaria; somos más dependientes en lo concerniente a los combustibles de uso directo que en la generación de electricidad, aunque en ésta, la introducción del gas natural y el previsible incremento de la producción con carbón de importación, nos llevará previsiblemente hacia el final de la década actual a niveles de dependencia exterior cercanos al 50%. Por ello es prioritario que las energías autóctonas, renovables en este caso, incrementen su participación en el esquema generador, cubriendo una garantía mínima de suministro, aunque eso suponga extracostes que han de asumirse en función al menos de esos criterios de seguridad tan necesarios en el sistema eléctrico. Pero por otro lado estamos delante de un compromiso medioambiental global, es el de la reducción de las emisiones de CO 2, que tiene pendientes ciertas formalidades, pero que es ineludible asumir a una mínima ética global que se tenga. La Unión Europea ha fijado como “nivel burbuja” una reducción del 8% en esas emisiones para el año 2010 con respecto a las de 1990, algunos países como Alemania o el Reino Unido muestran que pueden cumplir con su objetivo, por el contrario España, a quien se le permite incrementar sus emisiones en un 15%, ya a la fecha actual lleva un incremento de casi un 30%, somos el país que más se aleja de sus compromisos. (COM) Potenciar el ahorro energético y el desarrollo de las energías renovables son las dos opciones básicas con que contamos para dar un giro a nuestra evolución de emisiones de CO2, y en general al sistema energético. Las energías renovables se unen en gran medida a la generación de electricidad, y reciben en el sistema eléctrico consideraciones específicas para fomentar su desarrollo, básicamente son dos: –  88  –

3. Tecnologías

- Aceptación por parte de la red eléctrica de toda la electricidad generada. A estos efectos las empresas eléctricas han de concertar un punto de enganche adecuado para las plantas generadoras con energías renovables. - La electricidad producida se ha de pagar a las tarifas que resulten de incrementar con una prima específica el valor de subasta de la electricidad de generación convencional ante el regulador. Las energías renovables presentan en nuestro país otras ventajas adicionales al ahorro de importaciones de combustibles, petróleo y gas natural, son el desarrollo industrial y la creación empleo distribuido, en fabricación de equipos y en operación de instalaciones, lo cual es de alto interés en nuestro esquema laboral. (MENÉNDEZ) Sobre las energías renovables hay documentación amplia en lo relativo a su concepción tecnológica, por lo cual se prescindirá aquí de dar detalles específicos, recurriendo a mínimas descripciones técnicas. (CASTRO) No se incluye un apartado específico de energía hidráulica o minihidráulica, ya que las cuestiones relacionadas con su desarrollo son ampliamente conocidas. Se está haciendo un esfuerzo significativo para incrementar la potencia en minihidráulica, menos de 10 MW de potencia unitaria, pero a la vez aparece un fuerte rechazo social y ambiental hacia esas instalaciones, que hay que reconocer se ubican en espacios cercanos a la actividad humana. Pero también hay que decir, con relación a la hidráulica y a otras instalaciones energéticas, que la oposición social a las grandes construcciones y a las empresas energéticas convencionales se incrementa paulatinamente. Es necesario reflexionar al respecto y ver como se retoma el diálogo social. 3.5.3 Energía eólica

Desde los orígenes del sistema eléctrico se trató de incluir a la eólica como fuente de generación de electricidad, Francia, Alemania, o Dinamarca, entre otros fueron países donde se desarrollaron prototipos, que no tuvieron éxito tecnológico y económico. La crisis de los precios del petróleo de la década del setenta hizo que se retornara hacia las energías renovables, entre ellas la eólica ha mostrado una evolución muy positiva, y en la actualidad se ve como un vector que puede tener una participación significativa en la generación de electricidad. Los años ochenta y noventa fueron décadas en las cuales hubo esfuerzos significativos en I+D energético; la eólica se benefició de esto dos aspectos: –  89  –

- Incremento de la capacidad de recuperación de energí a en un mismo emplazamiento. Aumento de la potencia de los aerogeneradores, desde menos de 100 kW a principios de los ochenta hasta 1.500 kW a f inales de los noventa. - Reducción de los costes de generación, desde 1/3 de € a 1/20 de € en ese periodo de dos décadas. Esto referido a emplazamientos con recurso eólico medio. La energía eólica tiene en general buena aceptación social, aunque en algunos emplazamientos específicos pueda tener problemas de instalación. Pero las grandes organizaciones ecologistas hacen apuestas por que la eólica se desarrolle con fuerza, en lugar de otras alternativas más agresivas con el entorno, y para hacer frente al probl ema del cambio climático; así Greenpeace propone que en el año 2020 la eólica suponga el 10% del total de electricidad producida en el mundo, y que haya mayor participación de la eólica en los países más desarrollados, los cuales ya disponen de buenas infraestructuras de transporte y distribución de electricidad capaces de absorber altos ratios de participación de esta energía. (GREENPEACE) La energía del viento es directamente proporcional al cubo de su velocidad, esto supone una fuerte diferenciación entre las distintas ubicaciones eólicas, vientos de baja velocidad media no implican aprovechamientos eléctricos económicamente viables, por el contrario a medida que se incrementa la velocidad del viento los parámetros económicos de la generación eólica mejoran sensiblemente. En el contexto español, para una generación eléctrica significativa, se pueden considerar viables los emplazamientos a partir de velocidades medias de 6 m/s. Desde el punto de vista del suministro de electricidad, la energía eólica es un vector variable, el viento no tiene una velocidad constante, por tanto la cantidad de electricidad que se vierte al sistema varía en el tiempo, por ello es necesario dar una importancia singular a las capacidades de regulación del binomio: demanda - oferta de electricidad, e incluso asumir la posibilidad de almacenar electricidad. A continuación se analizan las tres opciones de aplicación de la energía eólica en el caso español, se hace mención específica a esos criterios relacionados con la generación distribuida que se mencionaron más arriba. 1. Mini eólica.

Son instalaciones de pequeños aerogeneradores, de un nivel de potencia unitaria alrededor de 10 kW; es una alternativa válida tanto para aplicaciones aisladas como para otras conectadas a red. Estos molinos de viento son de pequeñas dimensiones, de fácil – 90  –

3. Tecnologías

instalación, conllevan una inversión moderada, en torno a unos 2.000 €/kW instalado, lo que supone un coste de generación de electricidad en torno a unos 10 cts. €/kWh. En las aplicaciones aisladas es preciso disponer de un sistema de acumulación de electricidad, se hace generalmente mediante baterías convencionales; se diseña un sistema eléctrico sencillo, para atender el consumo y almacenar energía, provisto de inversores de corriente tal como se indica en la figura nº2. Esto encarece la instalación, con relación al valor antes citado, pero de una forma moderada; si el sistema está concebido para aprovechar en buena medida la electricidad generada, sin perder excesivas horas de viento, es factible que el coste final para el usuario sea menor de 0,20 €/kWh consumido, valor que puede ser netamente menor que el que implicaría la traída de electricidad desde una subestación alejada varios km. Es ya frecuente encontrar instalaciones de este tipo en países con una red eléctrica de distribución que llega a muchos puntos de consumo, como es el caso español. Evidentemente la demanda para estos sistemas se incrementa continuadamente en países con baja densidad de mallado eléctrico. La aplicación de estos sistemas a consumidores conect ados a la red es una solución que puede estar condicionada bien por un planteamiento ecológico de buena imagen ambiental, bien por un diseño del esquema de uso eléctrico que haga posible dirigir la electricidad eólica hacia los consumos de puntas o a acumularla para evitar la demanda de la red en horas punta, en las cuales el precio de la energía es más elevado y tenderá a incrementarse en el futuro, tal como ha ocurrido en otras redes eléctricas liberalizadas: Reino Unido o California por ejemplo. Es una aplicación hoy poco frecuente, pero que previsiblemente puede crecer a medio plazo de forma significativa. Consideremos por ejemplo el caso de un hotel situado en una zona turística, que tiene una demanda punta de 300 a 400 kW, y un suministro de electricidad desde la red de distribución a un precio medio de 0,06 €/kWh. Puede disponer varios aerogeneradores, una docena de ellos, a lo largo de un paseo, sin que por ello se plantee una agresión en su entorno, si no más bien un motivo de que cierto tipo de huéspedes valoren ese esfuerzo ambiental. En principio, el coste para el hotel de la electricidad suministrada por los aerogeneradores es superior a la suministrada por la red; pero si se establece un sistema de gestión de la demanda acompasado a la oferta eólica, incluyendo posiblemente capacidades de acumulación, es posible que se pueda reducir de forma continuada la punta de demanda eléctrica, evitando sobrecapacidades en el sistema global de generación, lo cual en islas o en zonas en extremo de red es importante. Con ello es factible pensar en renegociar las tarifas eléctricas, y quizás conseguir un ahorro que compense la inversión en ese sistema eólico. –  91  –

2. Parques distribuidos.

Son las instalaciones conectadas a red y que en principio vamos a considerar que tienen una media potencia, entre 10 y 100 MW. Han sido la base del desarrollo eólico español y de muchos otros países. Están encajando relativamente bien en la red de distribución de electricidad, con conexiones desde el propio parque a esa red mediante líneas de 66 ó 132 kV de tensión. En la actualidad hay una potencia instalada superior a 2.500 MW, lo que supone casi el 3% de la generación de electricidad en España. Estos parque se comenzaron a construir con aerogeneradores de 150 kW de potencia unitaria, y en la actualidad se instalan máquinas de 660 kW, existiendo prototipos de hasta 1.600 kW de potencia unitaria. Esto significa que en el futuro se podrá recuperar mucha más energía en un emplazamiento; y se estará en condiciones de cumplir los objetivos del Plan de Fomento de las Energías Renovables en España, e incluso sobrepasarlos, alcanzando una potencia eólica instalada por encima de los 12.000 MW en el año 2010, es decir una participación en torno al 10% de la demanda de electricidad en nuestro país. (IDAE). El esquema económico de estos parques encaja en los planteamientos de promo ción de las energías renovables actualmente en vigor. Se puede considerar que el coste medio de generación se encuentra entre 4 y 5,5 cts de €/kWh, es decir algo por encima del valor medio de la subasta de electricidad, pero inferior a los máximos de esa subasta, que además previsiblemente seguirán subiendo en el futuro. El diseño de los parques eólicos se realiza siguiendo buenas prácticas de ingeniería. La conexión de estos parques con la red eléctrica presenta buenas características técnicas; la electricidad vertida a la red conlleva un factor de potencia muy próximo a la unidad, y las distorsiones de onda son de muy bajo significado frente a una red en la cual la participación de la eólica es minoritaria. La aceptación social de la energía eólica es buena, la generación de empleo distribuido, y el pago de alquileres de terreno e impuestos, contribuye a ello; en cierta medida la consciencia de que estamos ante una energía limpia favorece esa aceptación. En algunos caos se han habilitado los emplazamientos de los parques eólicos como lugares de visita pública, lo cual está dando resultados positivos en el sentido de comunicación social y de imagen. No obstante existen ya algunos problemas ambientales al respecto. Los grupos ecologista y otros sociales se quejan de la poca transparencia y escasa participación de los agentes sociales en la definición de los planes estratégicos de algunas autonomías. A veces el impacto visual es sensible en ciertos entornos, otras veces se han realizado obras civiles o tendidos eléctricos sin las adecuadas condiciones de diseño. – 92  –

3. Tecnologías

En este sentido es necesaria una amplia labor de comunicación, tanto para detectar las reacciones negativas y las razones que llevan a ellas, como para plantear a la sociedad la necesidad de seguir avanzando en el desarrollo de esta energía. Evidentemente ese desarrollo debe pasar por un consenso amplio, con planes de construcción de nuevos parques ampliamente consensuados. 3. Gran eólica.

Son los diseños de parques eólicos con potencias de los mismos superiores a los 100 MW, son la base para el desarrollo a gran escala de esta energía, y que han de permitir en el futuro participaciones significativas de la energía del viento en el suministro de electricidad, por encima del 10% antes citado. Se consideren o no generación distribuida, aquí se va a hacer una referencia somera a este futuro. Existen razones para plantearse una presencia masiva de la eólica a partir de la tercera década de este siglo XXI; no sólo cuestiones ambientales como el cambio climático, si no también otras cuestiones ligadas con la disponibilidad de vectores energéticos alternativos: • Gas natural, que tendrá múltiples aplicaciones: usos domésticos, combustible en servicios, incluida la generación distribuida, en la in dustria, pero previsiblemente también en la automoción como alternativa más limpia que las gasolinas. • Energía nuclear, con fuerte oposición social a la construcción de nuevos grupos, ya cuestionada en países como Alemania, pero que además puede aparecer como objetivos de los tristemente conocidos ataques asimétricos. Por ello en países con recursos eólicos, como es el caso de España, donde además la dependencia energética exterior es una de las mayores de Europa, parece lógico apostar por una presencia de la eólica por encima del 25%, es decir sobrepasar en el año 2020 los 20.000 MW de potencia instalada. Países que estructuran programas energéticos se plantean objetivos significativos para esas fechas: Dinamarca, que tiene una población y demanda baja, unos 5.500 MW, y Alemania, que es un país con alta densidad de población, unos 20.000 MW. Ya se están construyendo parques de más de 100 MW de potencia en nuestro país. Su presencia puede incrementarse si se comienza a utilizar aerogeneradores de mayor potencia unitaria, bien reconvirtiendo algunos que tienen hoy aerogeneradores pequeños, bien construyendo nuevos parques; a la vez que se buscan emplazamientos amplios, bien en tierra como sobre todo en ubicaciones off shore. Dinamarca se propone para el año 2020 disponer de 5.000 MW de eólica marina. – 93  –

En ambos tipos de emplazamientos: terrestre y marino, se han de instalar aerogeneradores de varios megavatios de potencia unitaria; en la actualidad se dispone de máquinas de 1,5 MW, pero algunos fabricantes ya muestran el esquema 5 MW. Posiblemente se avance a nuevos diseños de molinos, con mejor recuperación de energía, mayor rendimiento, y previsiblemente con velocidad de rotor variable y aplicación de la electrónica de potencia para conseguir así una onda eléctrica de alta calidad. Quizás estos parques no se puedan considerar, así diseñados, como generación distribuida, aunque tampoco se les puede incluir en el grupo de grandes centrales de base, a partir de combustibles fósiles o energía nuclear. Los grandes parques deberán tener consideraciones especiales frente al sistema eléctrico, deberán contar con primas como las correspondientes a las instalaciones hoy incluidas en esa regulación, que afecta a los parques de menos de 50 MW de potencia. Los parques de grandes dimensiones no necesaria mente tienen que conllevar un coste de generación menor que los actuales, no olvidemos que estos ocupan emplazamientos eólicos singulares, con velocidades medias de viento para todas sus máquinas a veces superiores a 7,5 m/s. Regulación y control de la electricidad eólica

Como se ha indicado más arriba, la pequeña presencia de la eólica en red no crea problemas de regulación de carga en ella. En la medida que crezca la presencia de la energía eólica en ciertas zonas, es previsible que surjan discrepancias a la hora de asumir una energía no programada, y que otros generadores, con centrales convencionales y programables, sean críticos con la eólica; aunque los estudios al respecto muestran como se puede incrementar esa penetración de la eólica en red. (CIDRÁS) Un primer aspecto a considerar es que la eólica puede programarse en un cierto grado; es posible hacer predicciones de disponibilidad de viento, y por tanto es posible informar al gestor del sistema del rango posible de suministro de electricidad a la red a lo largo de un día, lo cual reduce a su vez el rango en el cual han de regular otras centrales. El conocimiento profundo de los condicionantes que afectan a la evolución meteorológica en una determinada zona geográfica, científicos más estadísticos, favorecerá que esas predicciones sean progresivamente más certeras. Un segundo aspecto es la posibilidad de incluir en el diseño de ciertos parques eólicos sistemas de almacenamiento de electricidad, de forma que se pueda modular la que se vierta a la red, eliminando puntas en momentos no deseados. Se está trabajando en el desarrollo de tecnologías al respecto, los avances en sistemas de flujo con reacciones redox, basados en el uso de electrolitos líquidos, con procesos de transferencia eléctrica – 94  –

3. Tecnologías

similares a los de las celdas de combustible, pueden suponer un paso adelante significativo para la acumulación de cantidades significativas de electricidad. La extensión de esas tecnologías puede verse favorecida por el establecimiento de compensaciones económicas a la regulación de producción eléctrica en los parques eólicos que dispongan de estos sistemas y con ellos garant icen una salida controlada de electricidad a la red. La generación eólica con máquinas de velocidad variable, y la aplicación de electrónica de potencia, puede encontrar una buena opción de desarrollo en estos nuevos esquemas. Pero el incremento fuerte de la generación eléctrica de origen eólico obligará a que el gestor de la red introduzca dualidades entre los parques eólicos y otras fuentes de generación fácilmente regulables: hidráulica y gas natural; de forma que la electricidad vertida a la red por el conjunto de esos sistemas siga las pautas de demanda de la red. Evidentemente esto implicará compensaciones económicas a esos generadores hidráulicos o con gas natural. Estas cuestiones y planteamientos han de analizarse progresivamente a fin de que el sistema eléctrico, en su estructura liberalizada actual, o en otra que se considere de interés en el futuro, pueda asumir una importante presencia de la eólica, que como se ha indicado anteriormente tendrá que ser necesariamente elevada. 3.5.4. Biomasa

El uso tradicional de los residuos agrícolas y forestales como vector energético supone un aporte significativo en el conjunto de las energías renovables. En la actualidad se trata de incrementar esa presencia, por un lado extendiéndola a cultivos específicamente energéticos, y de otro lado mejorando la eficiencia de los sistemas de transformación energética. La biomasa tiene varias aplicaciones: combustibles sólidos para calefacción y usos industriales, biocombustibles líquidos para uso en automoción, y generación de electricidad o cogeneración de electricidad y calor. A este último concepto es al que se va a hacer referencia en este documento como alternativa de generación distribuida, y que es uno de los cuales recibe especial atención en esos planteamientos de promoción defendidos desde la Comisión Europea ya citados.

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3. Tecnologías

- Aceptación por parte de la red eléctrica de toda la electricidad generada. A estos efectos las empresas eléctricas han de concertar un punto de enganche adecuado para las plantas generadoras con energías renovables. - La electricidad producida se ha de pagar a las tarifas que resulten de incrementar con una prima específica el valor de subasta de la electricidad de generación convencional ante el regulador. Las energías renovables presentan en nuestro país otras ventajas adicionales al ahorro de importaciones de combustibles, petróleo y gas natural, son el desarrollo industrial y la creación empleo distribuido, en fabricación de equipos y en operación de instalaciones, lo cual es de alto interés en nuestro esquema laboral. (MENÉNDEZ) Sobre las energías renovables hay documentación amplia en lo relativo a su concepción tecnológica, por lo cual se prescindirá aquí de dar detalles específicos, recurriendo a mínimas descripciones técnicas. (CASTRO) No se incluye un apartado específico de energía hidráulica o minihidráulica, ya que las cuestiones relacionadas con su desarrollo son ampliamente conocidas. Se está haciendo un esfuerzo significativo para incrementar la potencia en minihidráulica, menos de 10 MW de potencia unitaria, pero a la vez aparece un fuerte rechazo social y ambiental hacia esas instalaciones, que hay que reconocer se ubican en espacios cercanos a la actividad humana. Pero también hay que decir, con relación a la hidráulica y a otras instalaciones energéticas, que la oposición social a las grandes construcciones y a las empresas energéticas convencionales se incrementa paulatinamente. Es necesario reflexionar al respecto y ver como se retoma el diálogo social. 3.5.3 Energía eólica

Desde los orígenes del sistema eléctrico se trató de incluir a la eólica como fuente de generación de electricidad, Francia, Alemania, o Dinamarca, entre otros fueron países donde se desarrollaron prototipos, que no tuvieron éxito tecnológico y económico. La crisis de los precios del petróleo de la década del setenta hizo que se retornara hacia las energías renovables, entre ellas la eólica ha mostrado una evolución muy positiva, y en la actualidad se ve como un vector que puede tener una participación significativa en la generación de electricidad. Los años ochenta y noventa fueron décadas en las cuales hubo esfuerzos significativos en I+D energético; la eólica se benefició de esto dos aspectos: –  89  –

En este sentido hay que citar la actuación política desde países como Austria, Dinamarca o Finlandia, en los cuales gracias a ese trabajo de gestión de las administraciones correspondientes, más las de las empresas y los propios ciudadanos, se está consiguiendo una participación importante de esta fuente de energía, a la vez que se estabiliza la vida rural generando empleo en el campo. Las tecnologías aplicables en la generación eléctrica con biomasa son diversas y ligadas a los condicionantes de disponibilidad de combustible y ritmo de demanda energética, electricidad más calor. El proceso tradicional y más fiable es el de combustión de la biomasa en caldera para producción de vapor con el cual accionar un turboalternador. El sistema es adecuado para instalaciones de más de 5 MW de potencia, aunque hay ejemplos con plantas de menor tamaño. Los parámetros básicos de un proyecto de este tipo son: • Inversión específica alta, del orden de 1.200 €/kW neto en instalaciones de 5 a 10 MW. Las de menor tamaño incrementan sensiblemente este valor. • Consumo específico elevado, 16.000 a 20.000 kJ/kWh. El pequeño tamaño de las instalaciones y el alto contenido en humedad del combustible condicionan este bajo rendimiento, el cual puede ser mejorado sensiblemente, de forma global, si se establece un sistema de cogeneración de calor. • Operación y mantenimiento ocho personas. Esto supone un coste importante respecto al valor de la energía final, aunque este parámetro se mejora al incrementar la potencia de la instalación, o al encajar esta en un conjunto industrial o de servicios más amplio que pueda aportar personal al respecto. Desde un punto de vista económico y empresarial aparece el interés hacia instalaciones de la mayor potencia posible. Pero esto muchas veces es incompatible con el buen cuidado ambiental, la recogida de residuos y la extensión e intensificación de los cultivos energéticos no deben incidir negativamente en el entorno, y esto se consigue en parte con limitaciones a ese aprovisionamiento de combustible. Las limitaciones resultantes por esos motivos al tamaño de las plantas de biomasa se pueden compensar con las ayudas económicas que diferentes administraciones pueden establecer hacia el trabajo en el ámbito rural, desde primas por limpieza y cuidado de montes a dotación de infraestructuras: cominos o maquinaria para recogida o cultivo. Aquí si es importante la actuación de sostenida y efectiva para mantener la vida en el entorno rural. En esa línea de valoración de lo pequeño surgen otras tecnologías de generación eléctrica que se van consolidando poco a poco –  96  –

3.5.5. Energía solar termoeléctrica

La crisis de los precios del petróleo de los años setenta propició la investigación en tecnologías de generación eléctrica a partir de la energía solar, se construyeron instalaciones de investigación y demostración, como ejemplo de las cuales hay que citar la Plataforma Solar de Almería. Esos diseños son de dos tipos de concentradores: • Espejos planos que concentran la radiación en una caldera situada en una torre, en esta caldera se alcanzan temperaturas muy elevadas, y en ella o bien se produce vapor de alta temperatura para alimentar una turbina de vapor o bien se calienta gas para su expansión en turbina de gas. • Concentradores cilíndrico parabólicos en los cuales se calienta un fluido térmico, el cual a su vez transfiere calor a un ciclo de vapor para accionar una turbina. Esta alternativa se ha utilizado para la construcción de varias plantas comerciales en California en los años ochenta. La inversión específica es significativa, entre 2.000 y 2.500 €/kW neto, se precisa algo más de una hectárea de campo solar para 1 MW de potencia; el coste de generación eléctrica se sitúa entre 15 y 25 cts €/kWh, según emplazamientos y condiciones de financiación, lejos de los correspondientes de las instalaciones convencionales de producción de electricidad, y netamente por encima de los costes de la generación eólica. La concepción de estos diseños repite la filosofía de las grandes unidades térmicas con combustibles fósiles propias de las empresas eléctricas convencionales. Se pensaba que ello podría llevar a estas al desarrollo de la energía solar; ello no ha sido así, salvo en el caso de California donde se aprovecharon las especiales facilidades de la época del presidente Carter en Estados Unidos. La disponibilidad de radiación solar se concentra en unas pocas horas de la zona central del día, que coinciden con una de las puntas de demanda de electricidad. Por ello es de interés el desarrollo de estas tecnologías y las plantas correspondientes, que podrían aportar electricidad que evitara la necesidad de potencia convencional para esas demandas. Una solución interesante es unir los campos solares a esas instalaciones térmicas convencionales, a las cuales se añade el vapor recuperado de la energía solar para tener así una punta de producción. (RUÍZ) La propuesta del Plan de Fomento de las Energías Renovables en España es disponer de una potencia instalada de 200 MW; pero las intenciones de proyectos al respecto se retrasan:

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3. Tecnologías

• La prima aplicable a la generación solar en instalaciones de más de 5 kW de potencia, 18 cts de € debería ser válida para estas centrales, pero no es algo garantizado. • La ubicación prevista para las plantas de ciclo combinado con gas natural, hoy en proyecto, no disponen de espacio libre para disponer campos solares adecuados a las puntas de producción deseables. En España sería lógico que se desarrollaran esos proyectos, tanto por nuestros recursos solares, como por la capacidad de las empresas que trabajan en estas tecnologías. Pero para ello hace falta que se hagan planteamientos firmes y de largo alcance. Otra alternativa de energía solar termoeléctrica es la de los discos parabólicos con motor stirling, unidades modulares de pequeña potencia, varias decenas de kilovatios, que se podrían repetir en el mismo modo que los parques eólicos. De momento sólo existen instalaciones piloto, por ejemplo en la PSA; pero es posible que alguna gran empresa de bienes de equipo se decida pronto a su fabricación en serie, con lo cual se reducirían los costes de producción y se podrían alcanzar valores posiblemente de 15 a 20 cts €/kWh, ello debería extender esta forma de generación: • En países como España, si el valor de subasta de la electricidad de la punta de mediodía continúa incrementándose. • En los países en vías de desarrollo en los cuales hay zonas con carencias en las redes de suministro de electricidad. 3.5.6. Energía solar fotovoltaica

Es la energía renovable que tiene mayor aceptación social y la que se está desarrollando por el impulso de los ciudadanos o sus asociaciones, aparte de las empresas que fabrican los paneles fotovoltaicos, bien sean pequeñas o medianas empresa u otra filiales de grandes grupos petrolíferos. La tecnología fotovoltaica implica la instalación de paneles de amplia superficie, algo más de 1 m2 por cada kW de potencia, y además estos paneles se construyen con láminas de silicio como material activo; todo ello implica una inversión elevada, en el entorno de los 6.000 €/kW, por lo cual la electricidad tiene un coste en el nivel de 60 cts €/kWh. Esto no es obstáculo para que la potencia instalada crezca a buen ritmo. En algunos países europeos existen normativas que favorecen la implantación de sistemas fotovoltaicos conectados a red de pequeña potencia, ayudas a la inversión y primas para la electricidad vertida a la red. En Alemania se llega así a previsiones de hasta 20.000 MW –  99  –

en el año 2020; en España las primas de 36 cts €/kWh a las instalaciones de menos de 5 kW de potencia, más las ayudas a la inversión en algunas comunidades autónomas favorece un progresivo desarrollo. (ASIF) En nuestro país están apareciendo, por iniciativa popular ó de ciertos agentes sociales, propuestas de plantas de media potencia, incluso 10 MW, que se instalarían en terrenos baldíos de municipios con alto nivel de radiación solar. El rendimiento energético de estos desarrollos sería superior al de las pequeñas instalaciones en tejad os de viviendas, y su coste sería menor. Es necesario que las administraciones estatales asuman esa realidad para que las primas aplicables a las pequeñas unidades se hagan extensivas a estás plantas si son multipropiedad, con ello habría un desarrollo sostenido de la esta energía, al cual en teoría se apuntan todos, incluso con “pérgolas fotovoltaicas” bajo las cuales se presenta el futuro de la “sostenibilidad española” La industria fotovoltaica española representa el 6% de la mundial, lo que significa un valor elevado para este ratio, ya que a nivel industrial medio somos el 1% del mundo. Las propuestas de ubicación de nuevas fábricas de paneles en nuestro país, añadido al buen nivel de la investigación y desarrollo tecnológico, son un acicate para favorecer este avance. Las tres cuartas partes de la producción española de paneles fotovoltaicos se dirige hacia la exportación, para instalación en países en vías de desarrollo, aprovechando la existencia de fondos de ayuda europeos y españoles, pero sobre todo la acción de organizaciones no gubernamentales, sensibles con la situación de carencia de electricidad en muchas sociedades. 3.6. Motores alternativos de combustión interna (MACI) 3.6.1. Aspectos básicos

La mayor demanda social de energía se centra principalmente en las formas mecánica y eléctrica. Sin embargo, la fuente principal es la energía química (combustibles fósiles). Por ello, y aunque en la actualidad los sistemas de conversión directa (células de combustible) empiezan a estar desde un punto de vista técnico suficientemente evolucionados, clásicamente se ha recurrido a la conversión indirecta: instalar una máquina térmica que opere entre un foco caliente (llama de combustible) y el ambiente. De esta forma se obtiene trabajo mecánico, aunque con la limitación que impone el rendimiento de Carnot. La energía mecánica así obtenida es fácil de convertir con buen rendimiento en otras formas de energía.

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3. Tecnologías

Para llevar a cabo las transformaciones energéticas antes referidas el dispositivo más utilizado, en sus diferentes concepciones, es el motor térmico. Nótese que el motor térmico utiliza una diferencia de temperatura para producir energía mecánica. El motor de combustión interna se caracteriza porque los gases procedentes de la combustión están en contacto directo con las partes móviles del motor e intercambian energía con ellos. En el motor de combustión externa el fluido de trabajo en contacto con las partes móviles del motor aumenta su nivel energético en un intercambiador de calor, empleando gases procedentes de una combustión realizada fuera del dispo sitivo motor. Cuando el motor de combustión, interna o externa, está basado en el sistema cilindropistón, se dice que el motor es de tipo alternativo. En el motor alternativo de combustión interna (MACI) la combustión es intermitente, lo que se traduce en una mayor dificultad para lograr combustión completa con mínima emisión de contaminantes, pero facilitando al mismo tiempo una menor temperatura media de los elementos mecánicos en contacto con los gases de combustión. Nótese que, por el contrario, en un motor alternativo de combustión externa o en una turbina de gas el proceso de combustió n es continuo, lo que dificulta la refrigeración de las partes en contacto con la llama pero facilita la combustión. En los MACI el aire y el combustible se introducen en el dispositivo cilindro-pistón a través de las válvulas de admisión (motores de cuatro tiempos) o lumbreras de admisión (motores de dos tiempos). Una vez realizada la combustión la mezcla resultante de gases a elevada presión y temperatura comienza a expandirse provocando el movimiento alternativo del pistón, que se transforma en movimiento rotativo mediante un mecanismo biela-manivela. En este proceso de expansión los gases comunican energía a los elementos mecánicos, parte de la cual se pierde en necesidades internas del motor (compresión del aire, fricción,…) y el resto constituye el efecto útil de la máquina. Básicamente hay dos clases de MACI: motores Diesel y motores Otto. La diferencia fundamental entre ambos tipos de motores es la forma de encender la mezcla en la cámara de combustión al final d e la carrera de compresión. En los motores Diesel el aire se comprime a presión y temperatura tan elevadas (el motor trabaja con gran relación de compresión: 14-24) que la combustión se desarrolla espontáneamente cuando se inyecta el combustible. En los motores Otto la mezcla aire-combustible se introduce ya hecha en el cilindro, p ara posteriormente ser comprimida por el pistón, provocando su encendido mediante el salto de un arco eléctrico entre los electrodos de la bujía localizada en la cámara de combustión. Para evitar el ind eseable fenómeno de detonación los motores Otto trabajan con una relación de compresión baja (6-12), lo que limita su rendimiento.

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En general, el rendimiento de los motores de ciclo Otto está comprendido entre 0,25 y 0,35, mientras que en los de ciclo Diesel el rendimiento es mayor, 0,35-0,45, correspondiendo en ambos casos los valores más elevados a los motores de gran cilindrada y fuertemente sobrealimentados. En la última década ha aumentado el interés de los combustibles gaseosos para ser utilizados en MACI. En muchos casos los motores de gas reemplazan a los convencionales por cuestiones medioambientales y por la gran disponi bilidad de gas natural. En general, los combustibles gaseosos poseen un número de octano mayor que el de la gasolina, lo que posibilita que los motores Otto trabajen con relaciones de compresión de hasta 12 y 13, aumentando así su rendimiento. Sin embargo, este elevado número de octano impide que los motores Diesel realicen adecuadamente el encendido por compresión cuando son alimentados con gas. Por tanto, cuando se habla de motores Diesel a gas se está refiriendo a motores derivados del Diesel convencional, pero en los que el sistema de ignición no siempre es por compresión del aire y posterior inyección del combustible. Así, pueden encontrarse los siguientes procedimientos de ignición: • Encendido por chispa. Se comprime una mezcla gas-aire y el encendido se provoca mediante una bujía. • Inyección piloto de gasoil. Ahora se comprime una mezcla aire-combustible, pero con gran exceso de aire, lo que hace disminuir la tendencia a la detonación y permite trabajar con mayor relación de compresión. Hacia el final de la compresión se introduce en el cilindro una pequeña cantidad de combustible con elevado número de cetano, lo que determina que se inicie la combustión y se propague por toda la cámara. De esta forma se consigue mejor rendimiento que en el caso anterior pero se añade complejidad y coste al motor. • Inyección de gas a alta presión. Consiste en comprimir únicamente aire en el cilindro e inyectar el gas comprimido al final del proceso de compresión en el motor. En definitiva, el principio de funcionamiento de este motor se corresponde al del Diesel convencional, lo que proporciona mejor rendimient o que en los dos casos anteriores, aunque a cambio de consumir potencia en el compresor de gas. 3.6.2. Comparación con otras tecnologías de generación distribuida

La utilización de MACI para la producción de electricidad o cogeneración no es algo nuevo, resultando especialmente idóneos en sistemas de dimensiones pequeñas o medias (15 kW-30 MW) y siempre que se requiera un motor que trabaje con rendimiento elevado. Cuando se demandan potencias pequeñas se recurre al motor de

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3. Tecnologías

ciclo Otto, (15-50 kW), si bien se construyen hasta 2000 kW. Aunque normalmente se emplea el motor Diesel por trabajar con mayor rendimiento, equivalente al de las grandes centrales termoeléctricas. Los MACI se caracterizan por su gran versatilidad, pues convenientemente diseñados pueden emplear una amplia gama de combustibles líquidos y gaseosos en aplicaciones muy diversas. Al mismo tiempo se adaptan con gran flexibilidad a diferentes condiciones de operación, pues su rendimiento no se ve muy afectado por el grado de carga al que está sometido el motor; además de resultar muy idóneos para proporcionar calor adicional a varias temperaturas: desde los gases de escape a 400-600º, hasta otras fuentes de menor temperatura como el agua de refrigeración, aceite de lubricación, aire del sobrealimentador e incluso el calor radiado desde el motor. Otra ventaja no despreciable de los MACI es que pueden ser empleados fácilmente de forma modular. Es decir, se montan varios motores de pequeño tamaño en un sistema único, lo que permite mantener siempre un buen rendimiento global independientemente de la potencia demandada al sistema (desactivando ciertas unidades y manteniendo el resto a plena carga). En la tabla 1 se comparan diversas tecnologías de generación di stribuida. Basándose en los datos mostrados, y teniendo presente lo referido hasta el momento, es posible extraer una serie de conclusiones de interés respecto a l as ventajas e inconvenientes que ofrecen los MACI frente a las otras tecnologías disponibles para generación distribuida. Los MACI son las máquinas que mejor se adaptan para trabajar con buen rendimiento a cargas parciales (un valor típico del rendimiento al 50% de la carga nominal es de ~90% del valor del rendimiento a plena carga, mientras que en una turbina de gas al 50% de carga el rendimiento sólo alcanzará el 75% del valor a plena carga). Los motores alternativos soportan bien los arranques y paradas continuos, lo que en una turbina de gas se traduce en un acortamiento muy sensible de su vida útil. Por otra parte, son muy adecuados para aplicaciones en las que, además de electricidad, se requiere calor a diferentes niveles de temperatura medios o bajos. Finalmente, referir que las prestaciones de los motores alternativos especialmente si están sobrealimentados, son relativamente insensibles a las condiciones ambientales (presión, temperatura y humedad relativa).

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Tabla 1. Comparación de tecnologías de generación distribuida (5,6) Generación con MACI

Generación con turbina de gas

Generación Fotovoltáica Generador con eólico microturbina

Pilas de combustible

Rango de potencias

15 kW-20 MW 500 kW-150MW ~25-300 kW

1 kW-1 MW 10 kW-1 MW 5kW-3 MW

Combustible

gasóleo o gas

gas

gaseoso o líquido

luz solar

viento

gas

Rendimiento, %1

25-45

20-42

20-32

6-19

25

35-60

Densidad energética, kW/m2

50

59

59

0,02

0,01

1,3

Coste de inversión, $/kW

200-350

450-870

500-1000

6600

1000

1900-3500

Coste de explotación 0,007-0,02 y mantenimiento $/kWh2

0,003-0,008

0,003-0,01

0,001-0,004

0,01

0,005-0,10

Coste de la energía eléctrica, $/kWh3

0,06-0,08

0,06-0,08

0,18-0,20

0,03-0,04

0,06-0,08

No

No

Si

Si

No

0,07-0,09

Almacenamiento No necesario de energía NOx (kg/kJ) Gas natural

0,130

0,043

0,043

-

-

0,001-0,008

Petróleo

1,6

0,07

0,07

-

-

-

Vida útil prevista, horas

40.000

40.000

40.000

-

-

10.000-40.000

Estado de la tecnología

Comercial

Comercial

Comercial

Comercial

Comercial

Comercial pronto

1. El rendimiento de las tecnologías de energías renovables no debe compararse directamente con el de los combustibles fósiles, ya que las existencias de estos son limitadas.  2. Los costes de explotación y mantenimi ento no in cluyen el comb ustible. En los sistema s eólicos y fotovoltáicos no hay costes de combustible.  3. Excepto en el caso de la energía eólica y solar, para calcular los costes de la energía se utiliza el gas natural 

En definitiva, los MACI tienen su aplicación más clara siempre que se produzcan variaciones de carga importantes, e incluso se requieran paradas periódicas del sistema (por la noche, fines de semana, etc.). También son muy adecuados cuando parte de la energía se demanda en forma de calor a temperaturas medias y bajas. Aunque el coste de capital de los motores alternativos es el más bajo de todas las

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3. Tecnologías

tecnologías existentes, no ocurre así con los costes de explotación y mantenimiento que son bastante elevados, dada la mayor complejidad de estas máquinas. Un inconveniente de los MACI es que presentan elevado peso y volumen por unidad de potencia producida frente a otros tipos de motores térmicos, si bien no es el caso cuando se comparan con otras tecnologías existentes. Asimismo, son motores bastante contaminantes, tanto en término de emisiones como de ruido. 3.6.3. Integración de sistemas

Se entiende por sistemas energéticos integrados aquellos en los que a partir de una sola fuente de energía primaria se produce simultáneamente energía de elevada calidad (mecánica y/o eléctrica) y energía de menor calidad pero también útil para procesos de calentamiento, enfriamiento, y deshumidificación. Esto constituye lo que se suele denominar sistemas de cogeneración: producción simultánea de trabajo y energía térmica útil, empleando equipos convencionales pero integrados funcionalmente para mejorar el rendimiento de conversión de la energía primaria utilizada y reducir el coste y emisiones correspondientes a la producción en equipos independientes. Por tanto, la integración de sistemas supone una utilización más racional de la energía, ya que posibilita el óptimo aprovechamiento de la energía contenida en los combustibles, para lo que se explotan las corrientes térmicas que habitualmente se desechan, pero teniendo presente que no es fácil aprovechar los fluidos a baja temperatura. Es habitual que los sistemas integrados se diseñen para que la energía térmica la consuma el propio sistema, pues suele ser inviable la venta de este tipo de energía a un agente externo. Por ello, es habitual encontrar sistemas de cogeneració n en aquellas industrias que consumen simultáneamente electricidad y grandes cantidades de energía térmica: industria química, siderúrgica, papelera y agroalimentaria. El sector no –residencial es otro campo donde habitualmente se requiere una considerable carga térmica y una carga eléctrica casi constante: grandes superficies, cines, hoteles, hospitales, campus universitarios, edificios de oficinas, etc. Obviamente, los sistemas integrados están compuestos de varios subsistemas que se diseñan para trabajar de forma conjunta. Por tanto, existen muchas posibilidades para seleccionar y enlazar los diferentes subsistemas. Esto pone de manifiesto que la elección de un sistema de cogeneración puede no resultar una tarea fácil. En último término, la decisión de invertir en cogeneración se basará en que exista seguridad de que el balance económico a lo largo de la vida útil de la instalación resulte favorable frente al de la electricidad comprada a la red. En definitiva, la principal fuente de ahorro de costes estriba en la diferencia entre el coste de producción de la electricidad cogenerada y el precio de mercado de la electricidad. –  105  –

Los criterios básicos para seleccionar adecuadamente un sistema térmico bien integrado son los siguientes: - Determinar las necesidades eléctricas y térmicas: Distribución en el tiempo y cantidad. - Evaluar los niveles de temperatura requeridos para las necesidades térmicas. - Plantear un sistema de cogeneración adecuado en función de la disponibilidad y coste de combustibles y de los valores estimados de las necesidades eléctricas y térmicas. - Decidir la configuración final del sistema una vez establecida la política de suministro eléctrico: autoconsumo, compra y venta. El componente más importante de un sistema de cogeneración es el motor: turbina de gas, turbina de vapor, MACI, etc. La aplicación de motores alternativos de combustió n interna se adapta bien a los sistemas térmicos integrados, ya que, como se ha referido, son máquinas versátiles y que trabajan con elevado rendimiento, al mismo tiempo que el calor de desecho del ciclo termodinámico se presenta en varias fuentes y a diferentes niveles de temperatura, lo que en ocasiones resulta muy atractivo. Las fuentes y n iveles de calor en un motor alternativo son: los gases de escape (400-600ºC), el agua de refrigeración (80-120ºC), el aceite de lubricación-refrigeración (70-80ºC) y el aire de combustión después del turbocompresor (140ºC). En la figura 1 se muestra un balance energético genérico de los MACI.

Combustible 100%

Pérdidas 10% MACI

Calor recuperable de: Agua, Aceite Aire turbo, Radiación 20% Calor recuperable de los gases de escape 30%

Electricidad 35%

Fig. 1. Balance energético típico de MACI

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3. Tecnologías

Los gases de escape constituyen la fuente de energía a mayor temperatura en MACI. La temperatura de los gases de escape depende del tipo de motor (sobrealimentado, de mezcla pobre, de gas, Diesel,…) y de las condiciones de operación. En general, puede encontrarse un rango de temperatura que oscila entre ~400ºC en motores de mezcla pobre hasta cerca de 700ºC en motores Diesel fuertemente sobrealimentados. El aprovechamiento del calor de los gases de escape puede realizarse en un recuperador produciendo vapor o agua caliente. En la salida del recuperador la temperatura de los gases de escape se establece en función de la temperatura del fluido a calentar, situándose normalmente unos 50ºC por encima de la temperatura de salida de este último. Si el combustible no está exento de azufre o de otros compuestos que pueden producir ácidos, resulta imprescindible que la temperatura de los gases de escape a la salida del recuperador de calor esté por encima del punto de rocío (~175ºC es un valor habitual de diseño). El agua de refrigeración de los cilindros es otra fuente de calor en MACI. Aunque el circuito de refrigeración en motores puede estar presurizado, el agua de refrigeración no sobrepasa 120ºC por motivos derivados de limitaciones mecánicas. La diferencia de temperatura del agua entre la salida y entrada al motor no debe sobrepasar unos 8˚C como máximo. El aceite, además de la función lubricante, siempre cumple una función refrigerante (específicamente encomendada, o por recibir calor de componentes más calientes). El rango de temperatura del aceite en un motor oscila entre 70ºC y 105ºC. El aire de sobrealimentación es otra fuente de calor. El compresor del sobrealimentador aumenta la presión del aire y también la temperatura (hasta unos 140ºC como m áximo), pero las tensiones térmicas en el motor imponen límites a ese aumento de temperatura, por lo que se suele refrigerar el aire después del turbocompresor. En MACI sólo los gases de escape poseen un nivel de temperatura suficientemente elevado para producir vapor o actuar de fuente de calor en ciclos frigoríficos de absorción. Por ello, en el sector no residencial (hospitales, hoteles,…) es habitual aprovechar el escape para producir agua caliente sobrecalentada o vapor (útiles en lavanderías, cocinas, etc.), utilizar el aceite y el aire de sobrealimentación para obtener agua caliente sanitaria a 40ºC, y emplear el agua de refrigeración del motor para generar agua de calefacción a 90ºC.

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3. Tecnologías

Para llevar a cabo las transformaciones energéticas antes referidas el dispositivo más utilizado, en sus diferentes concepciones, es el motor térmico. Nótese que el motor térmico utiliza una diferencia de temperatura para producir energía mecánica. El motor de combustión interna se caracteriza porque los gases procedentes de la combustión están en contacto directo con las partes móviles del motor e intercambian energía con ellos. En el motor de combustión externa el fluido de trabajo en contacto con las partes móviles del motor aumenta su nivel energético en un intercambiador de calor, empleando gases procedentes de una combustión realizada fuera del dispo sitivo motor. Cuando el motor de combustión, interna o externa, está basado en el sistema cilindropistón, se dice que el motor es de tipo alternativo. En el motor alternativo de combustión interna (MACI) la combustión es intermitente, lo que se traduce en una mayor dificultad para lograr combustión completa con mínima emisión de contaminantes, pero facilitando al mismo tiempo una menor temperatura media de los elementos mecánicos en contacto con los gases de combustión. Nótese que, por el contrario, en un motor alternativo de combustión externa o en una turbina de gas el proceso de combustió n es continuo, lo que dificulta la refrigeración de las partes en contacto con la llama pero facilita la combustión. En los MACI el aire y el combustible se introducen en el dispositivo cilindro-pistón a través de las válvulas de admisión (motores de cuatro tiempos) o lumbreras de admisión (motores de dos tiempos). Una vez realizada la combustión la mezcla resultante de gases a elevada presión y temperatura comienza a expandirse provocando el movimiento alternativo del pistón, que se transforma en movimiento rotativo mediante un mecanismo biela-manivela. En este proceso de expansión los gases comunican energía a los elementos mecánicos, parte de la cual se pierde en necesidades internas del motor (compresión del aire, fricción,…) y el resto constituye el efecto útil de la máquina. Básicamente hay dos clases de MACI: motores Diesel y motores Otto. La diferencia fundamental entre ambos tipos de motores es la forma de encender la mezcla en la cámara de combustión al final d e la carrera de compresión. En los motores Diesel el aire se comprime a presión y temperatura tan elevadas (el motor trabaja con gran relación de compresión: 14-24) que la combustión se desarrolla espontáneamente cuando se inyecta el combustible. En los motores Otto la mezcla aire-combustible se introduce ya hecha en el cilindro, p ara posteriormente ser comprimida por el pistón, provocando su encendido mediante el salto de un arco eléctrico entre los electrodos de la bujía localizada en la cámara de combustión. Para evitar el ind eseable fenómeno de detonación los motores Otto trabajan con una relación de compresión baja (6-12), lo que limita su rendimiento.

–  101  –

3.6.4. Empleo de biocombustibles

Aunque el empleo de combustibles de origen vegetal en MACI es tan antiguo como el propio motor, es a partir de finales de la década de 1970 cuando se inician los primeros programas de investigación y desarrollo sobre la biomasa para obtener combustibles aptos para ser utilizados en motores sin ningún tipo de problemas. Es en esta época cuando comienza a tomar auge la producción y utilización de combustibles líquidos y gaseosos obtenidos de la biomasa (biocombustibles), con objeto de reducir la elevada dependencia del petróleo en un sector tan estratégico como es el del transporte. En los últimos años se han promovido diferentes actuaciones tanto privadas como publicas que han promocionado la eficiencia energética y la diversificación de las fuentes de energía en todos los sectores de aplicación. En función del ciclo del motor los biocombustibles se clasifican en tres grandes grupos: - Bioalcoholes y derivados (éteres), para motores de ciclo Otto. - Bioaceites y derivados (ésteres), para motores de ciclo Diesel. - Biogases, para motores de ciclo Otto y Diesel. 3.6.4.1. Bioalcoholes 

De entre todos los alcoholes, los más utilizados son el metanol y el etanol y los éteres obtenidos de la reacción de éstos con el isobuteno: MTBE (Metil Terciario Butil Eter) y ETBE(Etil Terciario Butil Eter). Los alcoholes pueden ser empleados puros o en elevada proporción mezclados con gasolina en motores de ciclo Otto especialmente adaptados, en tanto que en bajas proporciones de mezcla, hasta el 20%, no se requieren modificaciones significativas en el motor. Los éteres derivados, principalmente ETBE, se emplean como aditivo para mejorar el índice de octano de las gasolinas. En la tabla 2 se muestran las principales características de algunos biocombustibles y de los combustibles convencionales. Todos los alcoholes presentan un Poder Calorífico Inferior bajo, lo que se traduce un aumento del consumo de combustible. Por otra parte, la presencia de oxígeno en la molécula de los alcoholes se traduce en una reducción de la relación másica aire/combustible correspondiente a las condiciones estequiométricas. Por tanto, la alimentación de un motor con un compuesto oxigenado necesita, a igualdad de riqueza de mezcla, un mayor caudal de combustible, pues en caso contrario existen riesgos de inestabilidad de funcionamiento y pérdida de prestaciones.

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3. Tecnologías

Tabla 2. Principales características de los combustibles Metanol Etanol

ETBE

MTBE

Gasolina Gasóleo

Aceite girasol

Éster metílico aceite girasol

Densidad a 20ºC (kg/m3)

796

794

747

745

735-768 825-845 924

880

Viscosidad a 40ºC (mm2/s)

-

-

-

-

-

3-4,5

37

4,6

Poder calorífico inferior (kJ/kg)

20.000

26.800

36.000

35.200

43.900

43.500

34.000

33.500

Calor latente de 1.100 vaporización (kJ/kg)

854

310

337

289

-

-

-

Número de octano

106

106

114

117

97-99

-

-

-

Número de cetano

0-3

5

<0

<0

10

50

35

49-51

Otra característica importante de los alcoholes es su elevado calor de vaporización. Expresado en términos másicos es unas 3-4 veces mayor que el de la gasolina, l o que es muy importante para el diseño de los sistemas de alimentación de combustible y para el comportamiento del motor durante los períodos transitorios (arranque en frío, calentamiento, aceleraciones y deceleraciones). Todos los alcoholes y derivados presentan índices de octano superiores a los de las gasolinas, lo que supone una indiscutible ventaja en los motores de ciclo Otto. Por el contrario, los índices de centano son muy bajos, lo que conlleva que la inflamación y combustión de los alcoholes en motores Diesel presente serios obstáculos, resultando necesario recurrir en este caso a técnicas especiales que complican y encarecen la utilización de estos combustibles: combustión dual-fuel (el alcohol se introduce parcialmente vaporizado en el aire de admisión, y un chorro de gasóleo penetra en el sistema aire-alcohol donde se generarán numerosos puntos de inflamación) y doble inyección (el gasóleo y el alcohol se introducen en la cámara de combustión por dos circuitos de inyección separados. El gasóleo se inflama normalmente; seguidamente el alcohol penetra en un medio inflamado y su combustión se realiza sin dificultad).

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3.6.4.2. Bioaceites 

Para la utilización de aceites vegetales en motores Diesel se pueden plantear varias estrategias. Una consiste en utilizar el aceite bruto o semirrefinado sin mezclarlo con otros compuestos. También se puede emplear una mezcla binaria gasóleo-aceite, lo que permite mantener en límites aceptables la viscosidad y el índice de cetano. Otras posibilidades de formulación de combustibles consisten en mezclas de gasóleo, aceite vegetal y bioalcohol, donde el contenido de este último está limitado por el índice de centano. Respecto al empleo de aceite puro cabe resaltar que d esde la aparición del motor Diesel se han desarrollado con éxito numerosas aplicaciones en motores estacionarios de baja velocidad y con sistemas de inyección aptos para trabajar con este tipo de combustibles. En estos motores de gran cilindrada el arranque se realiza generalmente con gasóleo y suelen incorporar dispositivos para el calentamiento del combustible. Genéricamente, se puede decir que en los Diesel de inyección directa que queman aceites vegetales puros aparecen con rapidez problemas de ensuciamiento en las toberas de inyectores, cámara de combustión, cabeza de válvulas y segmentos. En los motores de inyección indirecta estos problemas son menos acentuados gracias al papel que juega la precámara en cuanto a temperatura y generación de turbulencia. Más atractiva resulta la opción de desarrollar un nuevo combustible, a partir de aceites vegetales, de características similares a las del gasóleo que pueda emp learse en todos los motores diesel existentes. Esta vía es la que se ha mostrado más práctica y por tanto, la que más difusión ha alcanzado en el campo de utilización de los aceites vegetales en motores. El combustible en cuestión es un compuesto resultante de la transesterificación de los ácidos grasos de aceites vegetales (colza, girasol, soja, oliva…) por acción de un alcohol, normalmente metanol. A este combustible se le suele denominar biodiesel. Las principales consecuencias que se derivan del empleo de biodiesel en motores se resumen a continuación. En cuanto a prestaciones destacar que la potencia desarrollada disminuye 5-10%, el consumo específico aumenta en la misma magnitud y la elasticidad del motor es idéntica ya que la curva de par evoluciona de forma similar a la proporcionada por el gasóleo. El arranque en frío no presenta ningún problema dado que el biodiesel posee una filtrabilidad en frío equivalente a la del gasóleo. En cuanto a emisiones contaminantes referir que las concentraciones de monóxido de carbono e hidrocarburos sin quemar disminuyen sensiblemente respecto a las del gasóleo, así como la opacidad de humos. Por el contrario, los óxidos de nitrógeno experimentan un ligero aumento. Por último, destacar que el biodiesel no ataca a los metales pero si a los elastómeros de caucho natural o de estireno-butadieno de las conducciones y retenes, así como a las pinturas convencionales. –  110  –

3. Tecnologías

Igual que ocurre con los alcoholes, el empleo de biodiesel en motores está muy extendido sobre todo en el sector del transporte. Ahora bien, lo s problemas técnicos de utilización de estos combustibles son bien conocidos y de solución sencilla, por lo que su empleo en motores estacionarios de generación distribuida es totalmente viable. 3.6.4.3. Biogases 

Por este término se entienden los gases obtenidos a partir de la biomasa o de desechos agroalimentarios o urbanos. Los biogases se enmarcan dentro de lo que se denomina “gases pobres”, pues su poder calorífico inferior no sobrepasa habitualmente 30 MJ/m3N, estando generalmente comprendido entre 4 y 20 MJ/m3N. Su composición es muy variable pero los componentes esenciales son metano (35-70%), dióxido de carbono (25-40%), nitrógeno (1-25%) y pequeñas cantidades de materias residuales (hidrógeno, compuestos de azufre, y otros hidrocarburos). El índice de octano de los gases pobres es superior a 100, lo que facilita su utilización en motores de ciclo Otto, sin más adaptación que un adecuado sistema de dosificación airecombustible para mantener la riqueza de la mezcla en el n ivel adecuado. Esta opción es especialmente atractiva para pequeños motores, aptos para abastecer de electricidad a granjas o unidades agrícolas familiares (o de pequeño tamaño). Los biogases también son susceptibles de ser empleados en grandes motores Diesel estacionarios de encendido por chispa y de encendido por inyección piloto de gasóleo. 3.6.5. Los MACI y el medioambiente

A través de los gases de escape de los MACI se emiten a la atmósfera los productos de la combustión, algunos de los cuales son considerados sustancias contaminantes: óxidos de nitrógeno (NOx); hidrocarburos no quemados (HC), monóxido de carbono (CO), dióxido de azufre (SO2) y partículas. Los óxidos de nitrógeno (especialmente óxido nítrico NO) se forman por reacción del nitrógeno y oxígeno del aire a las elevadas temperaturas que se alcanzan en el motor. Las emisiones de NOx son comparables en motores de ciclo Otto y de ciclo Diesel. Los hidrocarburos sin quemar tienen su origen, obviamente, en una combustión incompleta, incluso cuando existe exceso de aire (fallos de encendido y existencia de localizaciones de combustión incompleta). La emisión de HC es significativamente mayor en motores de ciclo Otto. El monóxido de carbono se origina por combustión incompleta, igual que los hidrocarburos, pero también por fenómenos de disociación del –  111  –

CO2 a elevada temperatura. También en este caso es mayor la emisión de CO en motores de ciclo Otto que en los de ciclo Diesel. El dióxido de azufre procede exclusivamente del azufre contenido en el combustible, por lo que su emisión es prácticamente nula con ciertos combustibles como el gas natural y el biodiesel. Las partículas se pueden definir como los elementos en suspensión contenidos en los gases de escape, tanto en fase líquida como sólida, y su formación es característica de los motores Diesel alimentados con gasóleo y en condiciones de (o próximas) a plena carga. La legislación sobre emisiones contaminantes en los gases de escape de motores alternativos de combustión interna es cada vez más restrictiva, lo que ha determinado el desarrollo de varios sistemas para reducirlas. 3.6.5.1. Convertidores catalíticos 

Son catalizadores instalados en el sistema de escape del motor, cuya función es oxidar los HC y CO para obtener CO 2 y H2O (catalizador de oxidación), o reducir los NOx a N2 y O2 (catalizador de reducción). Lógicamente, para que el catalizador de oxidación realice su cometido correctamente se requiere la presencia de oxígeno en cantidad suficiente que puede provenir del motor cuando éste trabaja con mezcla pobre o ser suministrado mediante un agente externo. Sin embargo, este oxígeno también tiende a oxidar el nitrógeno del aire y contribuye a aumentar la emisión de NOx. Por el contrario, para que el catalizador de reducción trabaje con buen rendimiento es necesario que en su interior haya ausencia total de oxígeno. Para ello, o se trabaja con falta de oxígeno, con lo que aumentan las emisiones de CO y HC, o se trabaja con exceso pero eliminándolo antes de entrar al catalizador de reducción. Para esto último, se suele recurrir a intercalar un catalizador de oxidación entre el motor y el catalizador de reducción. Normalmente se emplean el platino y el paladio como catalizadores de oxidación, aunque actúan de distinta forma. Así, para oxidar CO, olefinas y metano el paladio es más activo que el platino. Para oxidar aromáticos ambos son igualmente activos, y para oxidar parafinas con más de tres átomos de carbono es preferible el platino. Como elementos catalíticos de reducción se suelen emplear el rodio y el rutenio. Mayor interés se presta hoy día a los catalizadores de tres vías, en los que en un único recipiente catalítico se produce la reducción de los NOx, empleando el oxígeno así liberado para la oxidación de los HC y CO. Para que el catalizador funcione correctamente el motor ha de trabajar con mezcla estequiométrica, lo que ha conllevado la instalación de un sensor de oxígeno en el escape (sonda Lambda). La señal de este sensor se emplea para determinar el tipo de mezcla que alimenta al motor, y realimentar al sistema de control para que ajuste el caudal de combustible al valor de consigna: dosado estequiométrico.

–  112  –

3. Tecnologías

La temperatura de funcionamiento del catalizador es otro parámetro importante, pues su actividad comienza a ser apreciable a partir de 300ºC, estando el rango normal de temperatura de trabajo entre 400 y 800ºC. Temperaturas por encima de ~1000ºC provocan una rápida degradación del catalizador. 3.6.5.2. Recirculación de los gases de escape (EGR) 

El principal problema que se plantea a la hora de reducir las emisiones contaminantes de los MACI es contener los NOx. Por ello, se ha desarrollado un sistema específico para este fin: la recirculación de gases de escape. Consiste en recircular parte de los gases de escape hacia la admisión. Estos gases recirculados son inertes durante la combustión, lo que disminuye la temperatura máxima del ciclo y por tanto la formación de NOx. Este sistema añade complejidad al motor además de penalizar el consumo de combustible en un 3%, aproximadamente (Figura 2). 3.6.5.3. Sistemas de combustión de mezcla pobre 

Estos consisten en realizar la combustión con gran exceso de aire, lo que determina que casi desaparezcan las emisiones de hidrocarburos y de monóxido de carbono al mismo tiempo que, al disminuir la temperatura máxima de combustión, se reduce notablemente la emisión de óxidos de nitrógeno. El desarrollo de motores que trabajen con mezcla pobre no resulta una tarea sencilla pues la propagación de la llama en este tipo de mezclas encuentra bastante dificultad, pudi endo producirse fácilmente fallos de encendido y combustión incomp leta que conllevan a un funcionamiento irregular del motor además de aumentar el consumo específico y las emisiones de HC. La elevación de los niveles de turbulencia en el interior del cilindro ha resultado decisiva para la evolución de los motores de mezcla pobre.

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Válvula de control de EGR Colector de admisión

Aire ambiente

Motor

Intercamb. de calor

EGR Colector de escape

A la atmósfera

Refrigerante

Fig. 2. Esquema simplificado de un sistema de recirculación de gases de escape (EGR)

3.6.6. Mantenimiento de motores alternativos

Todos los motores alternativos de combustión interna son máquinas de alta tecnología que trabajan en condiciones de elevadas solicitaciones mecánicas y térmicas, por lo que para asegurar su correcto funcionamiento a lo largo del tiempo es preciso realizar un mantenimiento adecuado. Lógicamente, el mantenimiento de un motor debe establecerse en función del tipo de máquina, de su diseño, de la calidad de sus materiales, del proceso de fabricación y de la calidad del combustible y lubricante empleados. Por otra parte, los motores están formados por un número elevado de piezas que se van desgastando con el uso. Si bien inicialmente los problemas se reducen a defectos de diseño, fabricación y dificultades de operación, a partir de unas 15000 h. tienden a aparecer desajustes y desgastes que originan problemas continuos en el motor. Cualquier sistema de mantenimiento debe tener en cuenta todos estos factores para conseguir la máxima utilización de los equipos. En general puede decirse que existen tres clases de mantenimiento.

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3. Tecnologías

3.6.6.1. Mantenimiento predictivo 

Cuando se interviene para que las condiciones de funcionamiento de la máquina no se modifiquen. Debe dirigirse al seguimiento de varios sistemas del motor. • Equipo de inyección en motores Diesel y sistema de ignición en motores a gas. Midiendo la evolución de la temperatura de gases de escape en cada cilindro se puede conocer la evolución del estado de los sistemas de inyección e ignición. El reglaje del salto de la chispa en la bujía se puede determinar con el motor funcionando, mediante lámpara estroboscópica, y su ajuste no requiere parar el motor. Esto conviene completarlo con la obtención de las curvas de presión en el cilindro para conocer la potencia, la presión máxima y el ángulo de combustión, y con la medición de la estanqueidad de cada cilindro midiendo las fugas al cárter. • Determinación del espectro de vibraciones de componentes: turbocompresor, alineaciones de ejes, etc. • Seguimiento de los fluidos del motor: agua de refrigeración y aceite. No se puede permitir que existan problemas de deposiciones y corrosión en el interior de un motor, por lo que el estado del agua de refrigeración debe ser el requerido en cuanto a ausencia de sales y a su tratamiento anticorrosivo. Cuando el agua del motor se refrigera en un circuito externo como una torre de refrigeración es muy importante realizar un seguimiento exhaustivo de la concentración de sales disueltas, resultando de interés la limpieza periódica del fondo de la torre y limpieza química de los intercambiadores del circuito. • Un buen mantenimiento del aceite motor es decisivo, pues el aceite no sólo cumple funciones lubricantes, sino también de refrigeración, de sellado en el contacto segmentos-pistón, y detergentes limpiando ciertos productos de combustión y del desgaste de componentes. La viscosidad del aceite debe mantenerse en los límites adecuados para mantener sus propiedades lubricantes y de sellado, Para neutralizar ciertos ácidos formados en la combustión el aceite incorpora una reserva alcalina o TBN. Además, el aceite también tiende a acidificarse por oxidación. De ahí la importancia de mantener un nivel mínimo de TBN. También debe asegurarse que el contenido de materia carbonosa en el aceite es el correcto para evitar ensuciamientos indeseados, así como evitar su contaminación por agua. En definitiva, un análisis periódico del aceite con un seguimiento exhaustivo de sus propiedades es imprescindible para lobrar un mantenimiento acertado. Esto debe completarse con un mantenimiento preventivo midiendo el desgaste en camisas y árbol de levas, así como la formación de depósitos en pistones, cámara de combustión, etc., lo que, obviamente, exige el desmontaje del motor.

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3.6.6.2. Mantenimiento preventivo 

Siempre debe realizarse mantenimiento preventivo. El cambio periódico de aceite es preventivo. También es preventiva la observación y limpieza del estado del pistón, agujas y toberas de inyectores, árbol de levas, cojinetes e intercambiadores de aceite y agua así como la medición de desgastes de las camisas y alojamientos de segmentos. No deben olvidarse tampoco las inspecciones cotidianas consistentes en observar y controlar los parámetros de funcionamiento del motor comprobando que no existen fugas de fluidos ni ruidos anómalos. Estas labores no requieren más de unos minutos diarios por motor, permitiendo comprobar la tendencia de ciertos parámetros en el tiempo y, lo que es muy importante, enfocar adecuadamente las labores del mantenimiento preventivo. 3.6.6.3. Mantenimiento correctivo 

Debe atender a los fallos o roturas producto del azar (siempre presente) o de la fatiga de materiales, que en ningún caso deberían tener su origen en inadecuados programas de mantenimiento predictivo y preventivo. El sistema de control del motor debe ser suficientemente eficaz como para que dichos fallos o roturas no se traduzcan en consecuencias más desastrosas. 3.7. Motores alternativos de combustión externa 3.7.1. Principio del funcionamiento del motor Stirling

Un motor Stirling es un motor térmico alimentado por una fuente de calor externa. Este motor se puede incluir dentro de la categoría de motores alternativos ya que el trabajo neto se consigue por medio de unos pistones en movimiento alternativo. En el motor Stirling una cantidad fija de gas se mantiene confinada en un volumen de trabajo. Este volumen de trabajo consiste en al menos un espacio mantenido a alta temperatura y otro a baja temperatura. Mediante el movimiento de unos pisto nes parte del gas es llevado alternativamente del espacio caliente al frío. Cuando la mayor parte del gas está en el espacio caliente la presión aumenta, y cuando el gas está en el espacio frío la presión disminuye. En un motor Stirling convencional el responsable del movimiento del gas entre los dos espacios es el pistón desplazador, o desplazador simplemente. Después de que el gas haya sido llevado al espacio frío y la presión haya

–  116  –

3. Tecnologías

disminuido, es comprimido de nuevo por el pistón de potencia, que ha empezado su carrera ascendente. Debido a que la presión es baja la fuerza sobre el pistón de potencia es menor en su carrera de compresión que en la carrera de expansión, por lo que se obtiene trabajo neto del motor. La figura 3 muestra las diferentes fases para un ciclo Stirling ideal. Al principio (fase I) el desplazador está situado en la parte caliente del cilindro, por lo que todo el gas está en el espacio frío justo antes de empezar la carrera de compresión. Así, la carrera de compresión empieza con el gas a baja presión. Después de la carrera de compresión (fase II), el desplazador es movido a la parte fría del cilindro, con lo cual lleva el gas de la parte fría a la parte caliente (fase III). Esto hace que la presión en el interior del cilindro aumente. Este aumento de presión hace que el desplazador se mueva hacia la parte fría del cilindro y el pistón de potencia realice su carrera de expansión (fase IV). Al ser mayor la presión durante la carrera de expansión que durante la de compresión, el motor realiza trabajo neto. Al final de la carrera de expansión el desplazador se mueve ot ra vez hacia la parte caliente del cilindro para empezar un nuevo ciclo.

Desplazador

Espacio de comprersión

Espacio de expansión

Zona caliente

Zona fría

Pistón de potencia I

II

III

IV

 I).- Desplazador en la parte caliente del cilindro. Pistón en el punto muerto inferior. Inicio de la fase de compresión.  II).- Desplazador en la parte caliente del cilindro. Pistón en el punto muerto superior. Fin de la fase de compresión e inicio de la fase de expansión.  III).- Pistón en el p unto muerto superio r. Desplazador en la carrera de expansión.  IV).- Pistón en la carrera de expansión. D esplazador en el punt o muerto inferior. Fin de la f ase de expansión.

Figura 3. Las diferentes fases del ciclo Stirling

–  117  –

En la figura 4 se puede ver el diagrama indicado para un ciclo Stirling ideal. Los números corresponden a las fases descritas anteriormente. Hay que destacar que el calor cedido entre los puntos IV y I es el mismo que el absorbido entre los puntos II y III. De esta manera, si se incluye un dispositivo que aproveche el calor cedido entre los puntos IV y I y lo utilice para pasar del punto II al III, el ciclo tendrá la misma eficiencia termodinámica que un ciclo de Carnot que funcione entre las mismas temperaturas. Este dispositivo es el regenerador. III

TE

Constante

Presión

IV

II Tc

Constante

El ciclo se compone de dos isotermas I - II y III - IV y dos isocoras II - III y IV - I. Te es la temperatura del gas en la fase de exp ansión y Tc  es la temperatura del gas en la fase de compresión.

I

Volumen

Figura 4. Diagrama indicado para un ciclo Stirling ideal.

Hay que resaltar que la mayoría de los motores Stirling construidos presentan varias diferencias respecto al ciclo que se acaba de describir. La primera es la presencia de un regenerador entre los espacios caliente y frío del cilindro. El regenerador es un intercambiador de calor y a la vez un medio de almacenar calor. Para comprender mejor su funcionamiento se estudiará primero el comportamiento del gas en un motor sin regenerador. Cuando el desplazador se mueve del punto muerto inferior al punto muerto superior (fases IV - I de la figura 3) el gas caliente es transferido del espacio de expansión al espacio de compresión del motor, donde es enfriado. El calor extraído del gas es disipado por el sistema de refrigeración y, consecuentemente, desperdiciado. Cuando el fluido vuelve del espacio de compresión al de expansión tiene que ser de nuevo calentado, necesitando más calor de la fuente de energía primaria. En un motor con regenerador, el gas pasa del espacio de expansión al espacio de compresión a través del –  118  –

3. Tecnologías

regenerador. El regenerador está más frío que el gas, por lo que éste último se enfría y el regenerador se calienta. Así, el gas ya llega enfriado al sistema de refrigeración, disminuyendo el calor que tiene que ser disipado por este equipo. Cuando el fluido vuelve del espacio de compresión al de expansión, también atraviesa el regenerador. El regenerador ahora está más caliente que el gas, así que éste se calienta y el regenerador se enfría. De este modo, disminuye el calor que el foco caliente tiene que suministrar al gas. Por lo tanto, con la inclusión de un regenerador se reduce el calor a suministrar en el foco caliente y el calor a extraer del foco frío p ara un mismo trabajo neto del motor, con lo cual se aumenta el rendimiento del mismo. Hay que señalar que algunos motores pequeños no poseen regenerador. La segunda diferencia entre los motores reales y los teóricos es que la mayoría de los modernos motores Stirling trabajan a alta velocidad (por ejemplo, 3000 r.p.m.). Una importante consecuencia de esto es que el gas en los cilin dros no tiene tiempo suficiente para conseguir un equilibrio térmico con las paredes de los cilindros y la culata. Así, con el poco tiempo disponible para la transferencia de calor, el comportamiento del gas en el cilindro se acerca más a un comportamiento adiabático que a un comportamiento isotermo que es el reflejado en el ciclo teórico de Stirling. Por lo tanto, para calentar y enfriar el gas se hace necesaria la presencia de intercambiadores externos de calor, diseñados con la suficiente área de intercambio para permitir una buena transferencia de calor entre el fluido de trabajo y los focos frío y caliente. En la figura 5 se puede observar la disposición de los tres intercambiadores de calor típicos en un motor Stirling. El calentador es el intercambiador encargado de mejorar el intercambio de calor entre el foco caliente y el motor y el enfriador tiene como función la extracción de calor, necesaria para que todo motor t érmico funcione correctamente. Espacio de expansión Calentador Regenerador Enfriador

Espacio de compresión

Figura 5. Motor Stirling con los intercambiadores de calor y su colocación en el conjunto del motor. –  119  –

La tercera diferencia es que, en la mayoría de los motores reales el movimiento de los pistones no es secuencial ni discontinuo como p resupone el ciclo idealizado de Stirling. En casi todos los motores los pistones se mueven continuamente y de forma casi sinusoidal. De esta manera la presión y la masa de gas contenida en cada uno de los espacios también varían sinusoidalmente. Hay que destacar que un motor Stirling necesita que los dos pistones funcionen desfasados el uno del otro para que el motor pueda proporcionar trabajo neto, siendo el desplazador el que va adelantado respecto al pistón de potencia. 3.7.2. Ventajas e inconvenientes del motor Stirling

Las ventajas que presenta el motor Stirling le hacen muy apropiado para ciertas aplicaciones. Entre estas ventajas se puede citar: El motor Stirling es de combustión externa, en contraposición a los más conocidos motores de combustión interna, en los que la combustión se desarrolla en el interior del motor. Esta peculiaridad permite que sea posible emplear una gran variedad de combustibles, y así se pueden encontrar motores Stirling alimentados con combu stibles fósiles sólidos, líquidos y gaseosos, hidrógeno, energía solar, aceite vegetal, isótopos radiactivos, calor almacenado en sales fundidas y combustión de biomasa. Además, la combustión se lleva a cabo de forma continua, por lo que puede controlarse mucho mejor. De esta manera, las emisiones de un motor Stirling pueden ser menores que las de un motor de combustión interna convencional. Por otra parte, la separación entre los procesos de combustión y los mecanismos internos de la máquina evita la contaminación de los lubricantes, alargando su vida útil. El fluido de trabajo del motor está contenido en el motor, y salvo fugas, la masa del fluido permanece constante. Así, el fluido de trabajo puede ser elegido en función de sus características termofísicas, independientemente de los procesos de adición de calor. De esta manera se puede incrementar la eficiencia del motor, disminuyendo las pérdidas. El helio y el hidrógeno son los fluidos más usados, además del aire. La combustión continua, sin explosiones, hace que las variaciones de presión sean muy suaves y que la curva de par a lo largo de un ciclo sea muy llana. El resultado de esto es que el motor Stirling es muy silencioso y con pocas vibraciones. Además el par se mantiene casi constante en la gama de revoluciones del motor.  La mayoría del calor extraído del motor se lo lleva el refrigerante , por lo que su disponibilidad para otras aplicaciones es muy grande. Así, este calor se puede usar en un sistema de cogeneración o en un equipo de bomba de calor. Por el contrario, una gran parte del calor extraído de un motor de combustión interna está en los gases de escape. –  120  –

3. Tecnologías

Esto hace necesaria la inclusión de un intercambiador de calor para el aprovechamiento de la energía contenida en los mismos, lo que aumenta la complejidad de la instalación. El ciclo Stirling, con el proceso de regeneración anteriormente descrito, y con la adición y expulsión de calor de forma isoterma, posee la misma eficiencia que un ciclo de Carnot que trabajase entre las mismas temperaturas. Por supuesto, la eficiencia de un motor Stirling real no es tan alta, pero la libertad de elegir el fluido de trabajo junto a unos eficaces intercambiadores de calor permite que el motor pueda aproximarse a su eficiencia teórica más que ningún otro tipo de motor térmico. A pesar de las ventajas del ciclo Stirling, éste conlleva unas dificultades a la hora de su realización práctica. Entre estos problemas hay que destacar: - Para obtener un buen rendimiento del motor es necesaria una alta temperatura en el foco caliente, lo que obliga a utilizar materiales altamente resistentes a la corrosión y a las altas temperaturas. La comb ustión externa no hace sino agravar este problema, ya que en un motor de tipo St irling la transferencia de calor entre el foco de calor y los materiales del espacio de expansión debe ser excelente. Por otro lado, la combustión continua no permite la refrigeración de las partes mecánicas del motor expuestas a altas temperaturas. - En un motor Stirling el fluido de trabajo se mueve periódicamente entre un foco frío (a baja temperatura) y un foco caliente (a alta temperatura) y esto origina que la presión en el interior del motor oscile entre un valor máximo y un valor mínimo. Cuanto mayor sea la diferencia entre este valor máximo y mínimo de la presión mayor será el trabajo neto conseguido por el motor. Así, para aumentar la diferencia entre la presión máxima y la mínima es necesario emplear una presión media muy elevada, lo que origina problemas de sellado en el motor. - El calor debe ser transferido de manera efectiva entre el fluido de trabajo del motor y la fuente de calor o el refrigerante. Este requisito impone la utilización de intercambiadores de calor, con el consabido compromiso entre la efectividad de la transferencia de calor, la caída de presión en el circuito y el volumen del componente. 3.7.3. El motor Stirling y el medioambiente

Medioambientalmente el motor Stirling es muy poco contaminante. Incluso cuando el calor se obtiene por combustión de hidrocarburos las emisiones son muy bajas ya que el combustible se quema de forma continua y casi a presión ambiente, en oposición a lo que ocurre en MACI.

–  121  –

Además, como se ha referido, el motor Stirling no está restringido a emplear combustibles hidrocarbonados. Así, por ejemplo, la capacidad de producir energía eléctrica a partir de radiación solar resulta muy interesante con motor Stirling, y es un campo en el que ni los motores Diesel ni las turbinas de gas pueden competir. Sin embargo, dado que en numerosas aplicaciones el motor Stirling ha de emplear comb ustibles hidrocarbonados, tiene interés conocer las emisiones generadas por este tipo de combustibles. La combustión en el motor Stirling se desarrolla en un espacio rodeado de paredes calientes y en condiciones casi adiabáticas, lo que unido a una gran libertad para elegir la dosificación aire/combustible conduce a muy bajas emisiones de monóxido de carbono e hidrocarburos. El precalentamiento del aire de combustión conlleva elevadas temperaturas de llama (~2000ºC) lo que favorece la formación de óxidos de nitrógeno. Sin embargo, las emisiones de NOx son menores de lo que cabría esperar dado que los gases a elevada temperatura tienen un tiempo de residencia relativamente corto, las temperaturas máximas son menores que en MACI, y la combustión es continua. Una forma de disminuir las NOx es rebajar la temperatura adiabática de llama. Esto hace descender el rendimiento del motor Stirling, pero no tanto como en el caso de motores ciclo Otto y Diesel ya que el rendimiento de aquel está muy influido por el precalentamiento del aire de combustión. Otra forma de reducir los NOx es recirculando parte de los gases quemados hacia el aire de combustión, disminuyendo la temperatura máxima de llama. En la tabla 3 se comparan las emisiones típicas del motor Stirling con las de turbina de gas y motor Diesel.

Tabla 3. Comparación de emisiones contaminantes (g/kWh) Motor Stirling

Turbina de gas

Motor Diesel

CO

0,49-1,47

9,8-17,6

9,8-24,5

HC

0,015-0,03

0,18

2,9-58

NOx (quemador adiabático)

0,49-1,0

3,4-9,8

1,9-9,8

NOx (con recirculación)

0,2

-

-

El motor Stirling es, por tanto, el menos contaminante de los motores térmicos. Incluso es capaz de trabajar sin producir ninguna emisión de contaminantes, especialmente en aplicaciones estacionarias como es la producción de electricidad. Esta posibilidad se basa en la utilización de determinadas fuentes de calor, por ejemplo, calor almacenado en sales fundidas (fluoruro de litio) que no genera ningún tipo de emisión, o hidrógeno cuya combustión únicamente produce agua. –  122  –

3. Tecnologías

3.7.4. Pasado y futuro del motor Stirling

Los motores de combustión externa tienen su origen en los últimos compases del siglo XVIII. Desde esa época y hasta, aproximadamente, 1920, el motor de combustión externa experimentó un gran desarrollo y amplia utilización. Hacia 1908 el motor Stirling había sido desarrollado hasta tal extremo que era bien conocido a ambos lados del Atlántico. A pesar de todas las ventajas del motor Stirling, hacia 1920 el interés por este tipo de motor había disminuido considerablemente. La invención y desarrollo de los motores de combustión interna y los motores eléctricos ocasionaron que se dejase de investigar e incluso de fabricar el motor Stirling. Hacia 1930 la compañía Philips reconoce el elevado potencial de desarrollo del motor Stirling, y comienza un amplio programa de investigación y desarrollo sobre este motor. Desde, aproximadamente, 1950 todos los desarrollos sobre motores Stirling han estado basados en la tecnología de Philips en campos de aplicación muy diversos: pequeños grupos electrógenos, producción de frío, generador eléctrico aliment ado por energía solar para satélites, propulsión de submarinos, locomotoras y vehículos. En algunas de estas aplicaciones y en futuro no muy lejano el motor Stirling quizás desplace a los tradicionales motores ciclo Otto y Diesel. El motor Stirling presenta una gran facilidad para integrarse en los sistemas de cogeneración doméstica y no residencial, lo que unido a su funcionamiento silencioso hacen que esta área sea una de las de mayor futuro. Actualmente se presta gran interés el empleo de biomasa como combustible para esta aplicación. La generación de electricidad a partir de energía solar es otra aplicación muy atractiva, pues se tiene constancia de que el motor Stirling accionado por radiación solar ha alcanzado rendimientos de ~30% en la producción de energía eléctrica. A pesar de todo, para que el motor Stirling tenga un éxito significativo en un mundo dominado por el motor alternativo de combustión interna debe lograrse una serie de mejoras: • Disminuir su coste por kW. • Aumentar la potencia específica. • Mejorar la fiabilidad y duración de los arranques. • Aumentar el período entre revisiones. • Disminuir los costes de mantenimiento.

–  123  –

3.8. Sistemas de almacenamiento de energía eléctrica 3.8.1. Resumen

Las redes de energía eléctrica necesitan disponer de sistemas de almacenamiento que permitan una explotación óptima de los medios de producción; esta necesidad deriva de la variabilidad del consumo, tanto a la escala del día (horas de punta y de valle), como semanal (días laborables-fin de semana) y estacional (invierno-verano), y de las limitaciones técnico-económicas de los grupos generadores para hacer frente a esa demanda variable. Otra virtualidad importante de los sistemas de almacenamiento es la posibilidad que ofrecen de aumentar la capacidad efectiva de las líneas de transporte, y diferir en el tiempo las necesidades de ampliación del subsistema de transmisión. Estas ventajas son especialmente relevantes cuando las instalaciones de almacenamiento pueden situarse en las proximidades de los centros de consumo, lo que ocurre en particular, con los nuevos sistemas cuya implantación no está sujeta a condiciones geológicas como es el caso de las centrales de bombeo. Las nuevas fuentes de energía renovables (solar directa, eólica, etc.), tienen un carácter marcadamente aleatorio, mostrando además, en el caso de la solar, una falta de adaptación al consumo, tanto en el ciclo diario como en el estacional. En un futuro no muy lejano el precio de venta de la energía procedente de las fuentes renovables será variable en función de grado de seguridad. Para obtener el nivel máximo del precio será necesario garantizar la disponibilidad de la energía eléctrica con una antelación suficiente, entre 3 y 4 horas lo que lleva consigo disponer de un sistema de almacenamiento con esa reserva temporal. Esta presión económica junto con el fuerte incremento previsto de la participación de las energías renovables (p.e. en la Unión Europea la potencia eólica instalada pasará de 2,5 GW en el año 1995 a 40 GW en el año 2010), hace que el desarrollo de sistemas de almacenamiento de tamaños pequeños y medianos sea del más alto interés tecnológico y económico. Se analizan en esta ponencia varios procesos de conversión energética que son aplicables para el almacenamiento de energía eléctrica, unos en fase de aplicación comercial y otros con posibilidades potenciales en diferentes horizontes temporales. Por último se realiza una comparación basada en criterios técnicos y económicos y se describen algunas aplicaciones relevantes.

–  124  –

3. Tecnologías

3.8.2. Introducción

Las nuevas fuentes de energía renovables, solar directa y derivadas eólica, biomasa, etc. tienen un carácter esencialmente aleatorio, y en su utilización se hace sentir agudamente la necesidad de disponer de un sistema de almacenamiento adecuado, especialmente en las aplicaciones aisladas. En los equipos de generación eléctrica con energías renovables conectados a la red de energía eléctrica esta necesidad no es tan apremiante, ya que hasta ahora aún mantienen un grado de penetración reducido y la propia red de energía eléctrica constituye el sistema de almacenamiento necesario. Sin embargo, con el notable incremento que se está produciendo en el nivel de penetración de las fuentes renovables, resulta necesaria una cierta capacidad de almacenamiento (del orden de 3 a 4 h) para que estas centrales tengan capacidad de desplazamiento de potencia de punta procedente de las centrales convencionales además de su capacidad de desplazamiento de energía de punta. El almacenamiento permitirá garantizar la disponibilidad de la energía eléctrica con una antelación suficiente, consiguiendo así la venta de esta energía a las tarifas máximas vigentes en las futuras condiciones de contratación. En los sistemas aislados, la necesidad de almacenamiento penaliza fuertemente los sistemas eólicos y fotovoltaicos y es necesario, por tanto, desarrollar sistemas de almacenamiento con elevada densidad energética. Esto se hace patente si se comparan los valores de las densidades energéticas de almacenamiento en baterías de plomo que es el medio utilizado en los sistemas fotovoltaicos aislados, y los de los combustibles líquidos (gasóleo) utilizados en los grupos diesel-generador, de uso muy extendido para la generación de energía eléctrica en pequeñas comunidades aisladas en países en vías de desarrollo: Tabla 1 Energía almacenada Wh/kg

Baterías de plomo

25 – 35

Gasóleo

11.600

Relación

390

 La relación disminu ye notablemente al co nsiderar el rendimient o de la conversión En ergía del combustib le – Energía eléctrica, pero es aún muy elevada.

–  125  –

No debe deducirse de estas consideraciones que el almacenamiento de la energía eléctrica es una necesidad nueva derivada de la aplicación prevista de las nuevas fuentes de energía; desde hace mucho tiempo las redes de energía eléctrica disponen de medios de almacenamiento, constituídos de forma casi exclusiva por las centrales de bombeo (centrales hidroeléctricas reversibles), y su necesidad se justifica por la presencia importante en el parque de producción de grandes centrales térmicas y nucleares con costes variables de la energía muy reducidos y con baja capacidad de modulación de la carga. En países en los que existe un elevado consumo de energía eléctrica para calefacción (Alemania, Francia, etc.) se ha podido reducir las necesidades del almacenamiento en la red, gracias a la utilización de radiadores eléctricos con acumulación térmica que, gracias a unas tarifas más reducidas, son conectados solamente durante las horas de mínimo consumo (especialmente horas de noche). 3.8.3. Funciones de Los sistemas de almacenamiento

La necesidad de almacenamiento en las redes de energía eléctrica, deriva básicamente de la variabilidad de la potencia eléctrica demandada por los consumidores a lo largo del día (Fig. 1), y de las limitaciones de las centrales convencionales para hacer frente a esa demanda variable.

26.000 24.000 22.000 20.000 18.000 16.000 14.000 12.000 10.000 MW

Horas

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

Fig. 1 Curva de carga del día de mayor demanda de energía eléctrica en 1996 –  126  –

3. Tecnologías

Las limitaciones a que acabamos de hacer referencia son de dos tipos, económicas y técnicas: 3.8.3.1. Económicas 

El coste de la energía producida por una central, depende, además del coste del combustible y de la inversión efectuada en su construcción, de la utilización de la central que se mide normalmente por el parámetro horas anuales de funcionamiento "h", que corresponde al número de horas en las que la central, funcionando permanentemente a su potencia instalada, produciría la misma energía anual que realmente suministró al sistema eléctrico.

Coste (€/kWh) =

- P med  - P ins

 potencia media demandada  potencia instalada en la central 

Pins.h.o.Pins.ia Pins.h

- c  -i

= c+

coste del combustible inversión ( € /kW)  

i.a h

-a

coste de amortización, O+M, etc. ( € /    € ) 

La carga variable incide también negativamente en la economía de la producción por la disminución del rendimiento (aumento de "c") y por el coste del arranque de los grupos (al disminuir la carga algunos grupos deben ser puestos fuera de servicio al alcanzar el mínimo técnico). 3.8.3.2. Técnicas

Las variaciones bruscas de potencia, especialmente importantes en las puntas de consumo de la mañana, imponen a los grupos de las centrales térmicas solicitaciones térmicas suplementarias que disminuyen la vida de los mismos. Por ello los gradientes de potencia están limitados a valores aceptables, siendo en este sentido muy favorable la existencia en el parque de producción de centrales hidroeléctricas con embalse y conducciones hidráulicas en carga, que permiten gradientes de potencia muy elevados (200-300% PN/min). –  127  –

De las consideraciones anteriores se desprende que para una optimización técnicoeconómica de la explotación de las redes eléctricas, éstas deben dispone r de sistemas de almacenamiento que modifican la curva de carga presentando en un caso ideal una característica óptima para las centrales del sistema (Fig. 2)

26.000 24.000

 G

22.000 20.000

A

18.000 16.000 14.000 12.000 10.000 MW

Horas

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

Fig. 2 Curva de carga diaria corregida

Durante las horas de carga reducida el sistema de almacenamiento absorbe energía de las centrales de base con bajos costes de producción, suministrando dicha energía durante los períodos de carga elevada (puntas) en las que la energía eléctrica debe ser suministrada por las centrales de puntas (turbinas de gas, centrales hidroeléctricas con embalse) que tienen costes de producción más elevados. Las funciones de los sistemas de almacenamiento en las redes, derivadas de la modificación que dichos sistemas introducen en las curvas de carga naturales, pueden agruparse en dos categorías, estáticas y dinámicas. Entre las funciones estáticas la más importante es la transferencia de energía desde horas de reducido coste de producción a otras donde este coste es elevado; la valoración económica de esta transferencia depende naturalmente de la relación entre estos costes de producción. Dentro de esta categoría es necesario tener en cuenta también la reducción del número de paradas y arranques de las centrales térmicas gracias a la –  128  –

3. Tecnologías

demanda generada por los sistemas de almacenamiento en las horas de valle. Otra ventaja muy importante que se puede obtener de los sistemas de almacenamiento es la posibilidad de diferir la inversión en medios de transporte, o lo que es cada vez más importante, de aumentar la capacidad de transporte de los medios existentes. La valoración económica de esta mejora depende de la distancia entre el centro de consumo y la ubicación del almacenador, siendo naturalmente tanto más elevada la rentabilidad cuanto más pequeña es la distancia (Fig. 3). Los sistemas de almacenamiento que extraen los máximos beneficios de esta posibilidad son, por tanto, los que no están sometidos a limitaciones para su implantación en las proximidades del consumo, principalmente, las baterías, los volantes de inercia y las bobinas superconductoras.

Peak-load hours

Low-load hours L

G

100%

G

PL

50% 75%

G

PL

75% L PL 160 α

P

25% P

P

25% L

120

80

L

P

25%

3000 MW

P

100 km

0 km

   %    ’    T

   C

40

L

      ∆

500

P

km

40

60

Fig. 3

–  129  –

200 km

1000

L

G

Las funciones dinámicas regulación y reserva, tienen también una extraordinaria importancia en la explotación de las redes, y en muchos casos la valoración económica de estos servicios es incluso superior a la correspondiente a la transferencia de energía. La capacidad de regulación deriva de la posibilidad de variar la potencia suministrada con un elevado gradiente; de hecho los sistemas de almacenamiento actuales (centrales de bombeo principalmente), permiten gradientes superiores al 200% P N/min, y los sistemas basados en el almacenamiento en forma de energía cinética, electroquímica y electromagnética, son capaces de suministrar su potencia a partir del reposo de una forma muy rápida. Por otra parte, los sistemas de almacenamiento constituyen una verdadera reserva rodante (no solamente por la rapidez de disposición de su potencia, sino también por la posibilidad de desconexión en la fase de carga), además de su capacidad de toma de carga instantánea después de un cero total en la red. La liberalización del mercado eléctrico, con la aparición de nuevos mercados en el área de los servicios complementarios, ha permitido ampliar notablemente las oportunidades de implantación de los sistemas de almacenamiento. Las posibilidades funcionales de estos equipos en las diferentes áreas de los sistemas eléctricos pueden clasificarse de forma resumida como indica la Tabla 2.

Tabla 2 Generación

Transmisión y Distribución

Servicios complementarios

Gestión de la energía

Control de tensión

Reserva rodante (primaria)

Nivelación de la carga

Calidad de servicio

Reserva secundaria y terciaria

Generación de energía de punta

Fiabilidad del sistema

Seguimiento de la carga/rampa

Aumento de la utilización del sistema

Potencia reactiva

Incremento de la utilización del parque generador

Retraso de inversiones

Reducción del coste de los servicios complementarios

Incorporación de energías renovables

Incorporación de energías renovables

–  130  –

3. Tecnologías

3.8.4. Almacenamiento en el nivel del consumo

Conceptualmente parecería lógico que el almacenamiento en el nivel del usuario final, que tiene como consecuencia un alisamiento de la curva de carga, sería más interesante que en el nivel de generación. No obstante, el efecto de escala junto con la nivelación de la curva de carga debida a los desfases temporales en los consumos individuales de grandes zonas, hace que, hasta ahora, el almacenamiento en la red por medio de grandes sistemas sea la solución más racional. Hay, sin embargo, un sistema muy utilizado ya en países con gran consumo de calefacción eléctrica, los radiadores eléctricos de acumulación térmica. El consumo de estos aparatos se concentra principalmente en las horas de noche (22h – 6h) y eventualmente en las horas de valle de mediodía (12,30h-14,30h), gracias a unas tarifas más reducidas en dichos períodos. Para obtener un máximo efecto de la nivelación y evitar gradientes de potencia inadmisibles, la puesta en servicio de estos sistemas se hace de forma centralizada por la Compañía por medio de señales de control (a 175 ó 283 Hz) inyectadas en la red de distribución. Los resultados obtenidos en la red de HEW (Hamburgische ElectricitätsWerke AG) con una potencia máxima demandada de 3500 MW muestran la gran efectividad de este sistema:

Potencia instalada en calefacción con almacenamiento térmico Año

n

MW

Horas de utilización en días de invierno h=

Relación potencia máxima (día) a potencia mínima (noche)

MW h/día MWp

6

16,92

3,05

n+4

47

16,45

3,00

n+8

467

19,39

1,71

n+11

897

20,23

1,77

n+14

1232

21,33

1,35

Los datos anteriores muestran una nivelación de la curva de carga diaria que reduce sensiblemente la necesidad de un almacenamiento con ciclo diario, aunque subsiste la necesidad de almacenamiento de ciclos semanal y estacional (diferencia de carga entre días laborables-fin de semana e invierno-verano). –  131  –

Los resultados de un estudio efectuado, ya en el año 1978, por EdF (Électricité de France) sobre las necesidades de almacenamiento en la red francesa hasta el año 2000, muestran claramente esa evolución junto con una tendencia creciente.

Ciclo diario Ciclo semanal Ciclo estacional

1978

1986

2000

Pequeño Decenas de GWh 8 TWh

Decenas de GWh 100-150 GWh 15-30 TWh

80-120 GWh 300-500 GWh 40-60 TWh

Pero no hay que deducir de lo anterior que la calefacción con almacenamiento térmico presenta solamente aspectos favorables para las Compañías Eléctricas. En efecto, el fuerte incremento de carga que tiene lugar al inicio de la tarifa reducida impone al sistema de generación unas solicitaciones muy importantes, con gradientes de incrementos de carga incluso superiores a los de la punta de la mañana, disponiendo de menores posibilidades debido a que los grupos térmicos se encuentran en ese momento (últimas horas de la tarde) próximos a la máxima diaria. Para hacer frente a este problema se hace un escalonamiento de la conexión de las cargas de acumulación sobre un período de tiempo de unas tres horas. 3.8.5. Sistemas de almacenamiento según la forma de energía almacenada

Los posibles sistemas de almacenamiento de energía en las redes eléctricas, pueden dividirse en tres categorías: - Almacenamiento en forma de energía térmica, en las centrales térmicas convencionales o las solares de ciclo térmico, en el que la energía almacenada no ha sido previamente convertida en energía eléctrica. - Almacenamiento en otras formas de energía susceptibles de ser convertidas en energía eléctrica con elevados rendimientos de conversión, y en los que la energía que se almacena se toma de la red eléctrica habiendo, pues, ya sufrido una primera transformación en energía eléctrica. Los sistemas correspondientes a esta segunda categoría, se pueden a su vez clasificar según la forma de energía almacenada: mecánica, química, electromagnética. –  132  –

3. Tecnologías

3.8.5.1. Mecánica  a

Almacenamiento en forma de energía mecánica potencial  que da lugar a las centrales de bombeo, centrales hidroeléctricas reversibles que bombean el agua desde el embalse inferior hasta el superior durante la fase de almacenamiento. Prácticamente la totalidad de la capacidad de almacenamiento actual de las redes de energía eléctrica corresponde a las centrales de bombeo.

b

Almacenamiento en forma de energía mecánica cinética, por medio de volantes de inercia acoplados a máquinas eléctricas funcionando como motor/generador en los ciclos de carga (almacenamiento)/descarga.

c

Almacenamiento en forma de energía mecánica elástica por medio de aire comprimido, que almacenado en depósitos durante las horas de valle, alimenta las cámaras de combustión de las turbinas de gas de los grupos generadores.

3.8.5.2. Química  a  Almacenamiento

electroquímico. En el caso más habitual, en baterías; esta forma de almacenamiento de energía ha sido y es aún muy utilizada para la alimentación de receptores críticos que no pueden admitir una interrupción en su alimentación por pequeña que sea la duración de la misma (sistemas de protección, etc). Estas aplicaciones corresponden a sistemas en los que las energías puestas en juego no son muy elevadas (la mayor instalación acutal es de 10 MW-40 MWh), y existen sólo en los niveles de distribución y del consumo. Para su utilización en el nivel de la generación es necesario desarrollar otras baterías con mayor densidad energética que las actuales. Otra forma de almacenamiento del mismo tipo son las baterías de flujo, también denominadas baterías redox, pilas de combustible regenerativas o pilas de flujo, cuyo camino comercial se está iniciando.

b Almacenamiento

en hidrógeno; para la producción del hidrógeno se pueden emplear diferentes métodos, térmico (térmico directo, termoquímico), o eléctricos, es la electrólisis del agua.

3.8.5.3. Electromagnética 

Almacenamiento en forma de campo magnético creado por bobinas superconductoras; con objeto de conseguir elevados valores de la inducción magnética que son necesarios para obtener densidades de energía almacenada aceptables, es necesario construir dichas –  133  –

bobinas con conductores en estado superconductor. Estas bobinas deben alojarse en cavidades subterráneas a una profundidad (algunos centeneraes de metros) que sea adecuada para soportar los elevados esfuerzos electrodinámicos que sea presentan. Existen diseños alternativos, en los que las bobinas están autosoportadas, de forma que pueden ser instaladas en la superficie o a profundidades reducidas. Almacenamiento directo de energía eléctrica.

Es bien conocido que los condensadores (eléctricos) permiten almacenar directamente la energía eléctica en forma de campo eléctrico. Sin embargo, la densidad de energía almacenable es muy pequeña en los condensadores convencionales cuya expresión es:

Wc =

1 2

εrεoE2

Con : ε r  – permitividad relativa del di eléctrico ε o –  permitividad absolu ta o constante dieléctrica de valor 8,932 x 10 exp-12 en el SI  E – campo eléctrico (en V/m)

(J/m3)

En el caso de que el dieléctrico fuese aire, con el valor máximo posible de E (rigidez dieléctrica del aire 3 x 10 exp 6 V/m) resultaría: Wc  ≈ 40 J/m3 A efectos de comparación, la densidad de energía almacenada en un campo magnético

Wm

1 2µrµo

·B2

Con : µ r  –  permeabilidad relativa µ o – permeabilidad del vacío, de valor 4 π x 10-7 en el SI   B – inducción (en teslas)

(J/m3)

En el caso de un campo en el aire con B = 1 (T), resulta: Wm = 40 x 10 exp 4

(J/m3)

es decir, 10 4 veces mayor. Supercondensadores o ultracondensadores.

Actualmente se están desarrollando condensadores que alcanzan valores de la densidad de energía almacenada que son de 10 a 100 veces superiores a los de los condensadores – 134  –

3. Tecnologías

convencionales. Estos dispositivos, denominados corrientemente supercondensadores o ultracondensadores, almacenan energía en forma eléctrica mediante la separación de cargas con electrodos que son porosos presentando así unas superficies muy grandes lo que explica la elevada densidad de energía que permiten obtener. Se suelen considerar como sistemas electroquímicos, condensadores electroquímicos, ya que el dieléctrico es un electrólito líquido como las baterías, pero siguen siendo verdaderos condensadores ya que la energía se almacena mediante cargas electrostáticas situadas en superficies enfrentadas y son capaces de soportar un gran número de ciclos de carga/descarga sin degradación de sus características.

Available Performance

Change time Dischange time Energy (Wh/kg) Cycle Life Specific Power (W/kg) Charge/discharge efficiency

Lead Acid Battery

Ultracapacitor

Convencional Capacitor

1 to 5 hrs

0.3 to 30 s

0.3 to 3 hrs

0.3 to 30 s

10-3 to 10-6 s 10-3 to 10-6 s

10 to 100

1 to 10

<0.1

1,000

>500,00

>500,00

<1000

<10,000

<100,000

0.7 to 0.85

0.85 to 0.98

<0.95

3.8.6. Tecnologías de los sistemas de almacenamiento

En lo que sigue vamos a referirnos, exclusivamente a los tres tipos de sistemas de almacenamiento que presentan mejores expectativas para su aplicación en el campo tecnológico objeto de este informe. Estos sistemas son las baterías (de acumuladores), los volantes de inercia y las bobinas superconductoras. –  135  –

3.8.6.1 Almacenamiento electroquímico: baterías de acumuladores  3.8.6.1.1. Baterías convencionales 

Las baterías de acumuladores designadas habitualmente de forma acortada baterías, son dispositivos electroquímicos que permiten almacenar de forma reversible (salvo las correspondientes pérdidas) la energía eléctrica en forma de energía de enlaces químicos. En la actualidad existen dos tipos fundamentales: las baterías de plomo-ácido y las baterías de niquel-cadmio. Las primeras de uso muy generalizado, están constituídas por electrodos de óxido de plomo y de plomo esponjoso, sumergidos en un electrólito constituído por una disolución de ácido sulfúrico de densidad de alrededor de 1,25 g/cm3. En estas condiciones la tensión de vacío o f.e.m. equivalente es 2,04 voltios por elemento, y es un parámetro asociado a la propia reacción química y a los potenciales electroquímicos asociados a ella. Cuando se conecta una carga en los bornes se produce una circulación de corriente eléctrica por el exterior que se traduce en el interior de la batería en una difusión de cargas positivas y negativas hacia los respectivos electrodos. En este proceso se forma sulfato de plomo en ambos electrodos a costa del ácido sulfúrico del electrólito que ve por tanto reducida su densidad, como se indica en la transparencia. Durante la descarga disminuye la tensión en bornes, siendo esta disminución muy dependiente del régimen de descarga (la capacidad en A-h es menor cuanto mayor es el régimen de descarga). Durante el proceso de carga, cuando se aplica una f.e.m. de polaridad adecuada a los bornes, el flujo de la intensidad se invierte yse regeneran el óxido de plomo y el plomo de los electrodos, si bien este proceso de regeneración no es perfecto y al cabo de un número de ciclos este proceso se torna imposible y se dice que la batería está sulfatada o agotada. Durante la carga de tensión aumenta, y al alcanzar 2,4 V por elemento comienza el desprendimiento de gases (H 2). La eficiencia de las baterías de plomo se suele referir a dos magnitudes distintas. Se define la eficiencia en amperios-hora como el cociente entre los amperios-hora que se pueden extraer de la batería una vez cargada ylos amperios-hora necesarios para llevarla hasta dicho estado de carga inicial. Un valor típico es del 90% para este rendimiento, no obstante, como los amperios-hora cedidos a la red exterior durante la descarga son entregados a una tensión más baja que los amperios-hora absorbidos durante la carga, el rendimiento energético es del orden del 70 ó 75%. Un desarrollo relativamente reciente de las baterías de plomo son las designadas mediante las siglas inglesas VRLA, por Valve Regulated Lead Acid que presentan características mejoradas respecto a las baterías convencionales.

–  136  –

3. Tecnologías

3.8.6.1.2. Baterías de diseño avanzado 

Como todos los convertidores electroquímicos, las baterías contienen tres componentes básicos, un electrodo positivo "cátodo", un electrodo negativo "ánodo" y un electrólito. Durente los procesos de carga y descarga, los electrodos sufren reacciones de oxidación y reducción que producen los electrones necesarios para el mantenimiento de la corriente eléctrica en el circuito exterior. El electrólito juega un papel fundamental permitiendo el flujo de iones y electrones en el interior de la batería, para lo cual debe poseer una elevada conductividad iónica. Las soluciones acusosas de ácidos fuertes (sulfúrico) o sus sales y los hidróxidos de sodio y potasio constituyen los electrólitos empleados en las baterías convencionales. Para las nuevas baterías de alta temperatura se utilizan sales fundidas (cloruros y carbonatos) o electrólitos sólidos que tienen las propiedades iónicas requeridas (alúmina beta, en las baterías de sodio-azufre). Dado que uno de los objetivos principales de las nuevas baterías es conseguir una densidad energética de almacenamiento muy superior a la de las baterías convencionales (25-35 Wh/kg en las baterías de plomo y las de cadmio-niquel), puede resultar muy revelador el conocimiento de las propiedades de los distintos materiales que pueden ser utilizados como ánodos y cátodos.

Ánodo Material

Peso específico (g/ml)

Densidad energética (Ah/kg)

Pb

11,3

258

Cd

8,7

480

Zn

7,1

812

Fe

7,9

960

Na

0,97

1170

Mg

1,7

2230

Li

0,53

3830

–  137  –

Cátodo Material

Peso específico (g/ml)

Densidad energética (Ah/kg)

Ag Cl

5,6

156

Pb O2

9,4

223

Hg O

11,0

248

Ni OOH

7,0

295

Cu O

6,0

312

Bromo

3,1

355

Cu Cl2

3,0

400

Ag2

7,0

432

Mn O2

5,0

616

Cloro

-

755

Fluor

-

1410

2,0

1675

-

3350

S Oxígeno

Resulta bastante llamativo el reducido valor de la densidad energética (en Ah/kg) de los materiales utilizados en las baterías convencionales. No obstante, para el cálculo del valor de la energía en Wh/kg, es necesario tener en cuenta la tensión media de la batería durante la descarga; la tensión de descarga depende básicamente de la tensión de circuito abierto (diferencia entre los potenciales redox del cátodo y el ánodo E = E c-Ea), que en régimen de descarga se reduce debido a la polarización de los electrodos y a la caída de tensión en la resistencia interna. La tabla siguiente resume las principales características de baterías de nuevo diseño, que están actualmente en fase de I+D o de prototipo.

–  138  –

3. Tecnologías

Batería

Tensión (V)

Densidad energética (Wh/kg)

Vida (ciclos con descarga 80%)

Temperatura ºC Funcionamiento

350

Amb.

Niquel/Zinc

1,70

70

Niquel/Hidrógeno

1,36

55/58

Amb.

Plata/Hidrógeno

1,70

80/100

Amb.

Zinc/Aire

1,65

80/100

100

Amb.

Hierro/Aire

1,35

77

200

Amb.

Zinc/Cloro

2,12

66/144

100

Amb.

Zinc/Bromo

1,80

48

Litio/Azufre

1,40

60/100

2000

375/425

Sodio/Azufre

2,00

60/150

2000

300/350

Plomo

2,00

25/35

500

Amb.

Amb.

Recientemente (año 1999) se ha puesto en servicio una batería de Sodio/Azufre de 6 MW, 48 MWh en la Subestación de Ohito (Tokyo), cuya función principal es la nivelación de la carga. El número de ciclos de carga/descarga previstos es de 2500 y funciona a una temperatura de 300ºC . 3.8.6.2. Almacenamiento electroquímico: baterías de circulación o pilas de  combustible regenerativas 

Otro tipo de baterías avanzadas, un ejemplo de las cuales es la batería de Zinc/Bromo (o Zinc/Cloro), los electrolitos se almacenan fuera de las celdas y circulan mediante un sistema de bombeo. Estas baterías de circulación, se denominan frecuentemente como baterías redox o pilas de combustible regenerativas, y constituyen dispositivos electroquímicos intermedios entre las baterías de acumuladores y las pilas de combustible. De la misma forma que las baterías convencionales, las baterías redox pueden cargarse y descargarse y, como las pilas de combustible, son capaces de suministrar energía eléctrica todo el tiempo que sean aliment adas con los electrólitos en estado de carga (Fig. 5).

–  139  –

Zinc Electrode Anode Loop

ZnBr2 Reservoir

Bromine Electrode Cathode Loop

2e-

ZnBr 2 +Br2 Reservoir

2e-

Bromine Complex Zinc Deposit

4 Way valve Anolyte Flow

Br2 Injection on Discharge Catholyte Flow

Figura 5

De este tipo de baterías la que se encuentra en un estado más próximo a su utilización industrial es la desarrollada por Regenesys, que utiliza como electrólitos el b romuro de sodío y el polisulfuro de sodio (Figura 6)

Figura 6. (Regenesys Technologies ) –  140  –

3. Tecnologías

Para conseguir elevados niveles de potencia, se ubican sucesivas celdas en serie (más tensión) o paralelo (más corriente), cada celda con una configuración electrodo – electrolito – membrana – electrolito – electrodo. La capacidad de almacenamiento de energía, sin embargo, estará determinada por el volumen de los electrolitos almacenado. Hasta el momento sólo se han realizado pruebas con módulos de almacenamiento del orden de kW, si bien están en desarrollo dos plantas de almacenamiento con una capacidad de almacenamiento de 120 MWh y una potencia nominal de 10 MW así  como una potencia máxima de 15 MW. El sistema opera en ciclo cerrado y los electrolitos líquidos permanecen en la planta a lo largo de la vida de ésta, por lo que no hay descargas al medio local. La eficiencia estimada del sistema en términos de MWh devueltos a la red/MWh absorbidos es del 60-70 %. (datos ofrecidos por Regenesys Technologies). En la actualidad, se están desarrollando dos plantas de almacenamiento de energía basadas en esta tecnología: • En el Reino Unido se está construyendo una de apoyo a un ciclo combinado de 680 MW en Little Barford, Cambridgeshire. Esta planta puede almacenar 120 MWh y tiene una potencia nominal de 10 MW, ofreciendo una potencia en pico de 14,75 MW. Se espera que sea operacional en a mediados del año 2002.. • En los Estados Unidos, Tennessee Valley Authority ha anunciado el desarrollo de otra planta de almacenamiento de características similares. Se espera que sea operacional en el 2003. 3.8.7. Volantes de inercia 3.8.7.1. Energía cinética almacenada en un volante 

La energía almacenada en una masa giratoria de momento de inercia J es W kE = 1/2 J 2 π (1), (W es la velocidad de rotación expresada en rad-1); de esta ecuación se deduce que para obtener un almacenamiento de alta densidad de energía, la velocidad de rotación debe ser también muy elevada. De esta forma, en varios diseños conceptuales desarrollados en los últimos años, se han previsto velocidades muy elevadas, superiores a 50.000 rpm, con el volante soportado por cojinetes magnéticos y girando en una cámara de vacío.

–  141  –

Se puede demostrar que la densidad máxima de energía EDmáx, energía almacenada por unidad de peso de un volante real, está relacionada con la EDmáx de un volante ideal cuya forma es la de un disco d e espesor variable (de perfil hiperbólico) en el que se mantienen constantes los esfuerzos radiales y tangenciales (Fig. 7).

Volante ideal

K = 0,8 (R

h

∞)

h

o

-r 2

r h=h e o

Ω

ED ED

max max

2 Ω

K = 0,5

ρ

2σ

= σ (Energía por unidad de volúmen) =σ

ρ (Energía por unidad de peso)

a)

K = 0,4

b)

El valor máximo de la densidad de energía en un volante ideal, es: (ED)máx = 1/2 J( ∞  ) W 2 /M( ∞  )=σ  / ρ  (energía almacenada por unidad de peso) (2) (ED)máx = σ  (energía almacenada por unidad de volumen) (3)  Donde:

σ  - tensión límite a tracción ρ  - densidad del material 

del material 

Figura 7

Estas dos últimas relaciones son los límites absolutos y corresponden a los valores teóricos con relación a los cuales se pueden comparar los diseños de volantes reales. Los diseños más utilizados tienen valores máximos de ED que son solamente una fracción de los valores teóricos, K . s/r y K . s, con un margen de valores de K que van desde 0,4 a 0,8 según el perfil elegido (Fig. 7). El coeficiente K se denomina factor de forma del volante. –  142  –

3. Tecnologías

3.8.7.2. Materiales utilizados 

Teniendo en cuenta las expresiones (2) y (3) del apartado anterior, se puede comprobar que, contra lo que parece indicar la intuición, los mejores materiales para la construcción de volantes son los materiales ligeros de alta resistencia mecánica que conjugan favorablemente las dos magnitudes básicas, densidad r pequeña y resistencia s elevada. Existen actualmente, en diferentes niveles de desarrollo, dos líneas de diseño diferentes de acuerdo con la velocidad de giro del volante de inercia, de baja velocidad (alrededor de 7000 rpm) y de alta velocidad (superiores a 50.000 rpm). 3.8.7.2.1. Materiales para volantes de baja velocidad 

Los volantes de baja velocidad emplean casi sin excepción aceros de alta resistencia qu e son materiales perfectamente conocidos en todas las ramas de la ingeniería y cuyo comportamiento ante solicitaciones mecánicas es absolutamente predecible. Una alternativa posible es la utilización de aleaciones de aluminio, también de alta resistencia mecánica, aunque la densidad de energía alcanzable es actualmente inferior a la del acero:

EDmáx (Wh/kg)

Acero de alta resistencia

55

Aluminio de alta resistencia

42

Los volantes de baja velocidad de diseño avanzado utilizan materiales convencionales, el acero de alta resistencia, pero incorporan alguno de los componentes desarrollados para los volantes de alta velocidad, por ejemplo, envolventes con vacío parcial (reducción de las pérdidas aerodinámicas y el ruido) y cojinetes híbridos (magnéticos y con vencionales) (Fig. 7). 3.8.7.2.2. Materiales para volantes de alta velocidad 

Los volantes de alta velocidad necesitan dispon er de componentes de alta tecnología (y alto coste), como envolventes bajo vacío, cojinetes magnéticos, imanes permanentes (de Nd Fe B), etc. Para obtener sistemas que tengan costes razonables, es preciso emplear –  143  –

materiales que permitan alcanzar densidades de energía mucho más elevadas que las máximas alcanzables en los volantes de baja velocidad. Para los volantes de alta velocidad los únicos materiales admisibles son las fibras de alta resistencia, con las cuales se pueden alcanzar energías específicas muy elevadas.

Material

EDmáx (Wh/kg)

Vidrio/Epoxy

145

Aramida de alta resistencia/Epoxy

194

Vidrio de alta resistencia/Epoxy

214

Carbono de alta resistencia/Epoxy

356

El problema fundamental del diseño con otros materiales es la existencia de fuerzas radiales, para las cuales la resistencia de las fibras es pequeña ya que dicha fuerza resulta perpendicular a la dirección de la fibra. La solución más generalmente adoptada consiste en subdividir el rotor en anillos independientes separados por compuestos elastoméricos, utilizando además diferentes materiales en los distintos anillos, siendo mayor la resistencia de esos materiales para los anillos más externos (Fig. 8).

Figura 8 –  144  –

3. Tecnologías

3.8.7.3. Dispositivos de sustentación. Cojinetes convencionales y cojinetes  magnéticos.

Para la sustentación de ejes giratorios hasta hace poco tiempo se han utilizado únicamente dispositivos mecánicos denominados cojinetes, que se clasifican en dos grupos según el modo de contacto entre las partes móvil y fija: • Cojinetes de deslizamiento, que trabajan con engrase entre las superficies fija y móvil, que deslizan entre sí. • Cojinetes de rodamiento, de bolas o de rodillos, que trabajan con estos cuerpos intermedios que ruedan entre las superficies fija y móvil (superficies de rodamiento). 3.8.7.3.1. Cojinetes magnéticos 

Recientemente se han desarrollado para algunas aplicaciones muy especiales, (p.e. giróscopos para la orientación de satélites artificiales), unos dispositivos que realizan la misma función que los cojinetes mecánicos pero que no tienen contacto físico entre las partes fija y móvil. En estos dispositivos la fuerza de sustentación está creada por campos magnéticos, y se denominan frecuentemente como cojinetes magnéticos. El principio físico de los cojinetes magnéticos está basado en la fuerza que aparece entre dos superficies cualesquiera entre las cuales existe un campo magnético, fuerza que es de atracción y tiene por expresión: f i 2 = B A 2µrµo

(N/m2)

El valor de la fuerza fm resulta en newton (N) si la inducción B se expresa en teslas (T) y el área (A) de la superficie en m 2. Generalmente el medio existente entre las superficies es diamagnético o paramagnético, es decir, la permeabilidad relativa tiene un valor muy próximo a la unidad, resultando: f i 2 = B A 2 µo

(N/m2)

–  145  –

(5)

Teniendo en cuenta el valor que presenta la permeabilidad magnética del vacío µο, que es de 4 π . 10 -7 en unidades del SI, resulta que la fuerza magnética alcanza unos 4 x 10 exp 5 N/m2 (≈ 4 kg/cm2) con una inducción de 1T, que es un valor normal utilizando electroimanes convencionales. Los cojinetes magnéticos son esencialmente inestables, ya que cualquier desplazamiento de las superficies con relación al punto de equilibrio produce una reacción que amplifica el desplazamiento. Si el desplazamiento es en el sentido de disminuir la distancia el campo aumenta y según (4) ó (5) la fuerza magnética también se incrementa, e inversamente si la perturbación consiste en un aumento de la distancia. La consecuencia de ello es que los cojinetes magnéticos deben ser activos, es decir, que deben tener detectores de distancia que actúan rápidamente sobre el valor de campo magnético variando la excitación del electroimán en el sentido conveniente.  Notas

1 La inestabilidad de los sistemas de levitación magnética, se demuestra por el teorema de Earnshaw según el cual un conjunto de partículas sometido a fuerzas según una ley cuadrática inversa no pueden permanecer  en un equilibrio estable. Esta limitación se aplica también a la interacción entre imanes permanentes. 2 Existe un sistema de levitación derivado de campos magnéticos que sí es estable, la levitación por repulsión electrodinámica entre corrientes eléctricas. Este sistema está siendo utilizado en prototipos de trenes de levitación japoneses siend o las corrientes eléctricas entre las que se produce la interacción, de una parte, las de bobinas superconductoras embarcadas en el tren y de otra, las corrientes que aparecen en una placa conductora que está tendida a lo largo de la vía, corrientes que se generan por el campo magnético móvil  creado por las bobinas superconductoras.

3.8.7.3.2. Cojinetes magnéticos superconductores.

Existe la posibilidad de construir cojinetes magnéticos pasivos que son estables, mediante la interacción entre imanes permanentes y materiales superconductores. La fuerza de levitación que aparece entre ellos es intrínsicamente estable y se origina como consecuencia de un efecto de apantallamiento del flujo magnético o bien por la tendencia a mantener el flujo magnético que tenía el material superconductor en el momento de la transición al estado superconductor. Existen varias configuracions posibles de los cojinetes magnéticos superconductores, como indica la Figura 9, según el sentido de la magnetización y de la fuerza resultante.

(a)

(b)

(c)

Figura 9

–  146  –

(d)

3. Tecnologías

Las configuraciones (1) y (2) proporcionan fuerzas axiales de levitación por repulsión y en las (3) y (4) las fuerzas son radiales y de sustentación por atracción. Las configuraciones más utilizadas son las (1) y (3) ya que la magnetización radial es más difícil de realizar que la axial. En la Figura 10 se muestra un prototipo de volante de 10 kWh con cojinetes magnéticos superconductores. Motor generator

Central   n    o  i  a   t   t    S Station  l  a   r   t  n   e    C

Flywheel

Cryogenic refrigerator

Superconducting magnetic bearing

Figura 10

3.8.7.4. Máquina eléctrica de alta velocidad.

Los volantes de alta velocidad, que deben girar en una envolvente en la que exista una elevado grado de vacío, imponen fuertes limitaciones a las máquinas eléctricas utilizables en estos sistemas de almacenamiento. En primer lugar, el grado de vacío en el que gira el rotor de la máquina exige que las pérdidas en esta parte de la máquina sean nulas ya que no existe ningún medio físico capaz de evacuar al exterior dichas pérdidas. Esta condición limita las opciones a las máquinas de reluctancia (síncronas o conmutada), las máquinas síncronas de imanes permanentes o las homopolares. La máquina síncrona de imanes permanentes presenta unas ventajas funcionales importantes, siendo, por tanto, frecuentemente utilizada en muchos de los prototipos desarrollados hasta ahora. El inconveniente que aparentemente presenta, derivado de la incapacidad de ajustar la excitación mediante los devanados inductores presentes en las grandes máquinas industriales, no resulta relevante en estos sistemas (velocidad variable) ya que es necesario disponer convertidores estáticos entre la máquina eléctrica –  147  –

y la red. Estos convertidores permiten realizar el control de la tensión y de la potencia reactiva con una flexibilidad y una gama de ajuste al menos igual a las que se pueden obtener con los sistemas de excitación más avanzados. Si bien es cierto que la existencia de los imanes permanentes no compromete las características funcionales de máquina eléctrica, estos componentes introducen ciertas limitaciones y dificultades añadidas en el diseño del propio volante de alta velocidad. Ello deriva de que los imanes permanentes utilizados, los imanes de Neodimio-HierroBoro (Nd Fe B) si bien tienen una alta resistencia a la compresión, su resistencia mecánica a la tracción es mucho más pequeña que la que presentan las fibras de alta resistencia que forman el cuerpo del volante. Ello obliga a disponer los imanes permanentes cerca del eje de giro para obtener velocidades tangenciales suficientemente bajas para no comprometer la integridad de estos materiales, lo que reduce la densidad de potencia de la máquina eléctrica (Figura 8, en la pág. 144). Otros diseños experimentales disponen los imanes permanentes cerca del radio exterior del volante, pero están sometidos a una precompresión previa que se va liberando a medida que aumenta la velocidad. 3.8.8. Bobinas superconductoras 3.8.8.1. Energía almacenada en un campo magnético. Modelo de la bobina.

En todo lugar del espacio en el que existe un campo magnético hay una energía asociada con ese campo, cuya densidad de energía tiene la siguiente expresión: dW dx.dy.dz

=

1  ìr (x,y,z).í 

B2

(x,y,z)

(6)

Con unidades del Sistema Internacional: dW – dx (dy) (dz) –  H –  B –

en Julios (J) en metros (m) intensidad del campo magnético en Amperios/m (A m -1 ) Inducción en Teslas (T)

La deducción de la ecuación (6) puede realizarse cómodamente mediante un balance energético aplicado a una bobina toroidal ideal que permite limitar la región del espacio en la que existe campo magnético; este espacio es en este caso, el volumen interior de la bobina de la figura 11 y resulta: –  148  –

3. Tecnologías

1

Wµ= µr=1

Y con

2µr  µ o

B2

(J/m3)

(7)

(J/m3)

(8)

(núcleo de aire)

Wµ=

1 2µo

B2

i

l

+

µ

Figura 11

La expresión (8) de la energía magnética almacenada en función de la inducción no resulta adecuada para el análisis de interacción con el sistema eléctrico. Para este análisis es conveniente transformar las ecuaciones haciendo aparecer magnit udes y parámetros eléctricos, la inductancia L y la intensidad (I) de la corriente que circula por la bobina. Wi =

1 2

LI 2 (J)

(9)

Control de una bobina superconductora.

De acuerdo con la expresión (9) el nivel de energía almacenada en la bobina puede ser controlado ajustando la intensidad que circula por ella. Durante las fases de carga y de descarga de la bobina la intensidad debe variar y esta variación origina una f.e.m de autoinducción cuyo valor depende de la rapidez de variación de la intensidad. e= L

di dt

(V)

 

– 149  –

(10)

Por tanto la red eléctrica debe aplicar una tensión continua en los bornes de la bobina cuyo valor depende de la fase de funcionamiento en que se encuentra.  Fase de carga:

Vb= L

 Fase de descarga:

Vb = L

 Fase de mantenim iento:

Vb= L

dib dt dib dt dib dt

1

>O ; W =

µ


µ

2 1 2

Li 2b - aumenta Li b - disminuye

=O ; IB= IB=cte Y Wµ=cte.

P Pi

I máx I med I min

 Wµ máx t

Pi

 Wµ min

T a)

b)

b)

Figura 12

Estos regímenes de funcionamiento requieren que los SMES cumplan unas condiciones de dimensionamiento en energía y en potencia, que sean adecuadas para el servicio previsto. Estas condiciones pueden ser definidas por los dos límites siguientes:

Límites de intensidad

La potencia activa máxima que puede ceder o absorber un SMES es proporcional a la intensidad de la bobina; esta intensidad es mínima cuando la bobina tiene la mínima carga Wµ min (al final del semiperíodo de descarga). La condición de diseño es que en esa condición el SMES debe ser capaz de funcionar con la potencia de intercambio Pi. Cuando la intensidad es superior al valor mínimo (aumento de la energía almacenada) el sistema de control del SMES debe limitar el valor de la potencia suministrada manteniendo el valor de Pi. – 150  –

3. Tecnologías

Límites de energía

El valor mínimo de la intensidad Imin establece directamente el de la energía almacenada Wµ min: Wµ min= 1/2 LI2min El valor máximo Wµ máx está definido por la potencia Pi y el semiperíodo (carga o descarga), según la relación. Wµmáx = Wµ min+Pi

T

= Wµ min+Pi

2

Wi = Wmáx- Wmin= Pi

T 2

= Pi

1 2F

(F =  frecuencia del ciclo carga-descarga)

1 T

4 2F

-La diferencia entre los valores máximo y mínimo de la energía almacenada, corresponde a la energía intercambiada entre el SMES y la red (Wi). -Naturalmente, el valor de W µ máx no debe superar el asignado del SMES (W máx ≤ W r  ), lo que establece el límite máximo de la energía intercambiada.

El modelo completo de un Sistema de Almacenamiento con Bobinas Superconductoras (SMES), constituido por la bobina superconductora y el convertidor de interconexión a la red eléctrica, depende del tipo de convertidor utilizado; para las primeras aplicaciones de los SMES se emplearon puentes trifásicos de tiristores de seis pulsos y de doce pulsos (dos convertidores en serie). Los convertidores de tiristores absorben siempre potencia reactiva inductiva de la red (funcionamiento en dos cuadrantes), por lo que en el caso de unidades de gran potencia era preciso disponer una compensación que encarecía notablemente estos sistemas. Gracias a la utilización de GTO (Gate Turn-off thyristor) y de IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor) es posible funcionar en los cuatro cuadrantes (P ≥ 0 y Q ≥ 0); además si se utiliza la modulación por ancho de pulso (PWM-Pulse Width Modulation) se puede reducir notablemente el contenido de armónicos mediante una adecuada estrategia de disparo de los interruptores estáticos. El sistema de regulación automática de un SMES previsto para una aplicación particular (mejora de la estabilidad transitoria, compensación de las variaciones de tensión, etc.), determinará en cada momento los valores de P y Q requeridos del SMES (Fig. 13). A – 151  –

partir de estos valores PR y QR y de la intensidad de la bobina Ib, se calculan los del índice de modulación M y del ángulo a de desfase entre la tensión y la intensidad según las siguientes expresiones:  QR  ∝ =arc tg    PR 

2 2 M= √ P R + Q R Udo.Ib

Con: U   DO – Tensión máxima de corriente continua del convertidor en vacío.

CTO thyristor AC/DC converters

Superconducting coil

3-phase alternating current system Conversion transformer

PS QS

AC filter

DCCT

Harmonic filter Gate pulse Minor loop compensation circuit PS

Pulse signal

Distribution circuit

PQ detection current

Coil current Pulse width control circuit

Ignition selection signal

QS

D, α calculation circuit

Control input Q command value calculation circuit

QR

Figura 13

–  152  –

α

Phase control circuit

PR

P command value calculation circuit

D

3. Tecnologías

3.8.8.2. Superconductividad. Materiales superconductores 

La superconductividad es el fenómeno físico que se presenta en ciertos materiales (metales, aleaciones, compuestos cerámicos) cuando se enfrían por debajo de una temperatura límite (temperatura crítica), en virtud del cual la resistencia que ofrecen al paso de la corriente eléctrica se hace absolutamente nula. En consecuencia, la transmisión de energía eléctrica a través de un superconductor se realiza sin ninguna pérdida de energía. El primer superconductor fue obtenido por el físico holandés H. Kammerling Onnes (Universidad de Leiden) en el año 1911, siendo el material mercurio que tiene una temperatura crítica de unos 4K. Los primeros materiales superconductores utilizados, necesitaban ser mantenidos a temperaturas muy próximas al cero absoluto (0 K), debiendo ser refrigerados con helio líquido, cuya temperatura de ebullición es 4,2K. Estos materiales constituyen la clase de superconductores de baja temperatura. En el año 1986, Bednorz y Müller, del Laboratorio de Investigación de IBM en Zurich, desarrollaron una cerámica de lantano, bario, cobre y oxígeno (La2x Bax CuO4) que era conductora a la temperatura ambiente y pasaba al estado superconductor a 28K. Materiales de este tipo forman la clase de los superconductores de alta temperatura. 3.8.8.2.1. Superconductores de baja temperatura 

Un material de esta clase que se encuentra en estado superconductor pasa al estado normal (con resistencia óhmica) cuando está sometido a un campo magnético cuya intensidad supera un valor crítico, aunque se siga manteniendo a una temperatura inferior a la crítica. De acuerdo con su comportamiento en presencia de campos magnéticos, los superconductores de baja temperatura se clasifican en dos grupos de Tipo I y de Tipo II. Los superconductores de Tipo I, que son normalmente metales puros, pasan al estado normal con campos magnéticos muy pequeños, como indica la Tabla 3.

–  153  –

Tabla 3 Hc (104 A/m)

Material

Tc

Bc (T)

Al

1,19

0,8

0,01

Hgα

4,15

3,3

0,04

Nb

7,18

15,6

0,19

Sn

3,72

2,5

0,03

Hc es la intensidad de campo que destruye el estado superconductor a la temperatura del cero absoluto (0 K). A la temperatura crítica de transición Tc, el más mínimo campo magnético destruye la superconductividad. Los superconductores de Tipo II suelen ser aleaciones que también son superconductoras a muy bajas temperaturas pero tienen un comportamiento mucho más favorable frente a los campos magnéticos, presentando dos valores de campo crítico, el inferior Hc1 y el superior H c2. Con campos inferiores a H c1 se comportan como los del Tipo I, pero mantienen el estado superconductor también con campos superiores al campo crítico inferior, hasta el campo crítico superior, que alcanza valores de algunos Teslas. Entre los dos campos críticos el material en su estado mixto, algunas zonas en estado normal pero que están eléctricamente en paralelo con filamentos en estado superconductor. En consecuencia, externamente en el estado mixto el material sigue presentando una resistencia nula. Además de las dos magnitudes, temperatura y campo magnético, cuyos valores críticos establecen los límites del estado superconductor, existe una tercera magnitud que condiciona también este estado y que debe mantenerse en valores inferiores a los críticos. Esta tercera magnitud es la densidad de corriente J, de forma que se puede establecer una superficie de transición de los superconductores que separa los estados normal y superconductor de estos materiales, como se muestra gráficamente en la Figura 14 para dos superconductores frecuentemente utilizados en la construcción de las bobinas superconductoras destinadas a la investigación básica en la física, el niobiotitanio y el niobio-estaño.

–  154  –

3. Tecnologías

Superconductividad (III) J  (A/cm2)

108 107 106 Niobio-estaño

105

Niobio-titanio

104

5

1

10

2

15 20

3

25

4

30 35

5 P. ebullic ión He (107A/m)

T (ºk)

P. ebullición H2

Figura 14

En la Tabla 4 se presentan algunos superconductores del Tipo II frecuentemente utilizados: Tabla 4 Material

Hc2 (107 A/m)

Tc (ºK)

Bc2 (T)

Nb3 Sn Nb Ti

18,0

2,1

26,4

9,4

1,2

15,1

V Ga

14,8

1,9

23,9

Nb3 Ge

22,5

2,9

36,4

–  155  –

3.8.8.2.2 Superconductores de alta temperatura 

Poco después del descubrimiento de la primera cerámica superconductora se obtuvo, en el año 1987, el primer superconductor con una temperatura crítica superior a 77K y que podía, en consecuencia, ser refrigerado con nitrógeno líquido, técnica que es de aplicación normal en la industria. Este superconductor, con una temperatura crítica Tc=90K, es una cerámica similar a la de Bednorz-Müller en la que el lantano se sustituye por itrio, el famoso Y 1Ba2Cu3O7 denominado 1-2-3 por su relación molar. Se han obtenido ya compuestos superconductores con temperaturas críticas superiores a 100K, por ejemplo, el Tl 2Ba2Ca2Cu3O10 es superconductor por debajo de 125K. La refrigeración de los superconductores con nitrógeno líquido presenta claras ventajas con relación a la refrigeración con helio líquido. En primer lugar el rendimiento del ciclo es mucho más elevado. Según el rendimiento teórico del ciclo de Carnot para extraer 1W de pérdidas a 4K es necesario aportar 74W, mientras que a 77K la aportación teórica se reduce a 3W. Con los equipos industriales que se utilizan los valores son muy superiores a estos límites teóricos, 500 W/Wref a 4K y 10 W/Wref a 77K. 3.8.9. Aplicaciones de los sistemas de almacenamiento

En el caso de la generación distribuida y las redes de distribución con una fuerte componente de cargas industriales, se presta una particular atención a la notable mejora de la calidad de servicio eléctrico que permiten alcanzar los sistemas de almacenamiento que tienen una elevada velocidad de respuesta. La mejora de la calidad de servicio se obtiene gracias a la rápida inyección de fuertes aportaciones de potencias activa y reactiva en tiempos muy cortos que perminten compensar, perturbaciones rápidas como huecos de tensión, etc. pudiendo ser aplicados también como Sistemas de Alimentación Ininterrumpida. Las principales aplicaciones pueden agruparse funcionalmente en los apartados que siguen: • Estabilización de la tensión: a b c

Compensación de las fluctuaciones de tensión. Parpadeo (flicker). Reducción de las variaciones bruscas de tensión. Huecos de tensió n. Elevaciones de tensión. Cortes de conmutación. Mejora de la estabilidad de tensión (Colapso de tensión).

–  156  –

3. Tecnologías

• Estabilización de la frecuencia. Compensación de las fluctuaciones de carga: • Estabilización de los sistemas eléctricos: a b

Mejora de la estabilidad de pequeña perturbación. Estabilidad dinámica. Mejora de la estabilidad transitoria.

A continuación vamos a describir sucintamente algunas de las aplicaciones anteriores que presentan un interés particular. 3.8.9.1. Compensación de las fluctuaciones de tensión. Parpadeo (flicker).

El Vocabulario Electrotécnico Internacional define el término Parpadeo (Flicker) como la Impresión de inestabilidad de la sensación visual, debida a un estímulo luminoso cuya luminosidad o reparto espectral fluctúan en el tiempo. Estas variaciones de la iluminación son originadas por variaciones de la tensión de alimentación de las lámparas, y cuando alcanzan un cierto nivel, provocan molestias a los usuarios en forma de fatiga visual. Este fenómeno es muy dependiente de la sensibilidad y la reacción de los individuos y en consecuencia solamente puede ser estudiado en una base estadística. Un extenso trabajo de investigación ha mostrado que el parpadeo (flicker), puede ser observado para unas variaciones de tensión repetitivas cuya frecuencia no sea superior a la frecuencia de fusión de imágenes en el ojo humano, por encima de la cual no se percibe dicha fluctuación. El límite superior de esta frecuencia, teniendo en cuenta la constante de tiempo del filamento de las lámparas, puede ser fijado aproximadametne en 35 Hz para variaciones de tensión menores del 10%. La curva de respuesta de sensibilidad en la percepción visual a cambios de lum inosidad varía con la frecuencia de esos cambios y presenta un máximo situado entre 8 y 10 Hz. Para amplitudes de las variaciones de tensión menores del 10%, se puede considerar que existe una buena correlación entre los cambios relativos de luminosidad y las variaciones relativas de tensión que los producen. La relación entre la amplitud relativa de una variación de tensión y la correspondiente sensación de "flicker" es cuadrática. Por lo que la sensación visual crece en un mayor grado que la fluctuación de tensión.

–  157  –

La respuesta del sistema visual tiene un efecto de memoria, por lo que la sensación no sólo depende de la intensidad individual de sucesivas variaciones sino también del tiempo transcurrido entre ellas. Los valores de la Curva de Severidad de "Flicker" Unidad, establecidos por la Comisión Electrotécnica Internacional para fluctuaciones de tensión rectangulares son los indicados en la Figura 15 que presenta los siguientes puntos característicos: - 0,757 cambios/minuto 3,0% - 1051,58 cambios/minuto 0,29% 5 4

3 2,5 2

1,5

1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4

0,3

0,2

1 0,1

0,5 00,1

1

5 0 0,5 0 ,1

10

10 0,5

100

500 1000

5000

Nombre de variations par minute ( ) ´  1 5 10 50 Nombre de variations par seconde

Como se puede observar se tiene la máxima sensibilidad para una frecuencia de la fluctuación de 8,8 Hz.  Nota- Para convertir los valores de frecuencia a cambios por segundo se multiplica por dos, ya que por cada  período se producen dos cambios.

Fig. 15

–  158  –

3. Tecnologías

Estas elevadas frecuencias de las fluctuaciones de tensión pueden producirse en zonas en las que se haya instalado una generación eólica importante (parques eólicos de gran potencia). Ello es debido al fenómeno de turbulencias del viento que hace aparecer, superpuestos a la velocidad media del mismo, componentes armónicos de velocidad que tienen frecuencias desde un 0,05 Hz hasta varias decenas de ciclos por segundo. Los propios aerogeneradores efectúan un filtrado de las frecuencias elevadas, pero se considera que hasta unos 10 Hz los aerogeneradores responden a las variaciones de velocidad del viento aunque con una atenuación creciente con la frecuencia. En la Figura 16 se muestra la respuesta en frecuencia de un aerogenerador de gran tamaño (ª 3 MW). 1.0

Gain 0.8

0.6

0.4

0.2

0 0.05

0.1

0.5

1.0

5.0

 

10.0

Frequency (Hz)

Fig. 16

La Figura 17 representa el par del generador equivalente a un parque eólico de 10 MW instalado en la Isla de Fuerteventura. Esta variación temporal del generador se ha obtenido mediante simulación, teniendo en cuenta las condiciones topográficas del emplazamiento, la disposición física del parque eólico, la distribución espacio-temporal del viento y la respuesta dinámica de los aerogeneradores.

–  159  –

*103 114

112

   )   m    N    (   e   u   q   r   o    T    N    E    G

110

108

106

104

103

100 0 0

20

40

60

80

100

120

140

160

Fig. 17

3.8.9.2. Mejora de la estabilidad de pequeña perturbación. Estabilidad  dinámica.  Nota- En el texto de este apartado y también el

siguiente, se hace referencia referencia a uno de los sistemas de almacenamiento (SMES), pero es igualmente aplicable a los otros dos.

Los sistemas de potencia pueden presentar problemas de estabilidad que se manifiestan normalmente en forma de oscilaciones autoexcitadas de baja frecuencia (0,1 a 5 Hz). Las oscilaciones aparecen tanto en la frecuencia común de diferentes zonas, como en la potencia generada por los grupos (Figuras 18). Este tipo de inestabilidad está originado por una interacción entre los sistemas de regulación, de tensión y de frecuencia (carga) de los generadores, y está directamente asociado con los denominados modos naturales de oscilación de la red.

–  160  –

3. Tecnologías

 f.Hz  f. Hz

 

Normal operation

Oscillatory buildup

60.2

60.1

60.0

59.9

59.8

10

20

30

40

50

60

s

Fig. 18

Una red con Ng grupos ganadores tiene, en principio, Ng-1 modos de oscilación, aunque diferentes subconjuntos de generadores (especialmente los pertenecientes a una misma central) oscilan al unísono como grupos coherentes. En estas oscilaciones entre grupos (intermachine oscillations en la literatura anglosajona) la parte giratoria de cada grupo (rotores del generador, de la excitatriz y de los distintos cuerpos de la turbina) participa como un todo en la oscilación. (En los grandes grupos térmicos pueden aparecer además oscilaciones torsionales entre los distintos rotores del grupo con frecuencias propias que son en este caso mucho más altas de 20 a 50 Hz). Las oscilaciones de los grupos generadores tienen un bajo amortiguamiento de forma que pueden ser excitadas por perturbaciones (o fuentes de "bombeo") relativamente débiles. Un caso muy típico de aparición de oscilaciones, es el de zonas de generación interconectadas por líneas de transmisión muy largas,cuando se produce la desconexión de una de las líneas aumentando bruscametne la impedancia de la interconexión. Los SMES pueden mejorar la estabilidad de los sistemas eléctricos amortiguando rápidamente estas oscilaciones de los grupos generadores, mediante la inyección/ absorción controlada de potencia activa (que equivale a la creación de un par de amortiguamiento suplementario). El SMES puede realizar también simultáneamente la inyección/absorción de potencia reactiva, de forma que permite mejorar notablemente el efecto de estabilización de las oscilaciones.

–  161  –

La posibilidad de controlar simultáneamente las potencias activa y reactiva, hace que los SMES tengan una capacidad de estabilización muy superior a la de los sistemas convencionales, los estabilizadores de los sistemas eléctricos (power system stabilizer) que introducen señales suplementarias de estabilización en los reguladore automáticos de tensión de los grupos. 3.8.9.3. Mejora de la estabilidad transitoria  .

Para analizar la estabilidad transtitoria de un sistema eléctrico sometido a una perturbación, deben considerarse tres fases sucesivas: el estado de régimen permanente previo a la perturbación (pre-perturbación o pre-falta), y los subsiguientes al inicio de ésta: - Sistema durante la perturbación (durante la falta), que es el inicio del período transitorio. - Sistema inmediatamente después de la eliminación de la perturbación (postperturbación o post-falta); durante esta fase continúa el período transitorio y el sistema puede o no alcanzar un nuevo régimen permanente. La estabilidad transitoria está fuertemente condicionada por los tres estados considerados y en particular por las acciones que se ejerzan durante y después de la perturbación. Durante la perturbación, en los grupos generadores aparecen desequilibrios entre el par mecánico de la turbina y el par electromagnético del generador (entre la potencia mecánica y la potencia eléctrica suministrada); así en caso de un cortocircuito trifásico próximo a un generador, el par electromagnético se reduce debido a la disminución de la tensión de la red lo que da origen a una aceleración del grupo. El par electromagnético puede mantenerse en un valor elevado compensando la reducción de la tensión con un aumento rápido de la f.e.m. interna durante el cortocircuito mediante sistemas de excitación de alta velocidad de respuesta y elevada tensión de techo. La aceleración de los grupos se limita también utilizando protecciones e interruptores automáticos rápidos que permiten obtener tiempos de despeje de la falta muy pequeños (tiempo de despeje de la falta crítico, es el máximo tiempo entre el inicio de la perturbación y su eliminación para el que el sistema se mantiene estable). El incremento de la f.e.m. interna durante el tiempo de la perturbación, que como se ha indicado aumenta el par sincronizante, puede asegurar la estabilidad durant e la primera oscilación. Sin embargo, un sistema que es estable en esa primera oscilación puede dejar de serlo en las oscilaciones siguientes debido a un par de amortiguamiento insuficiente o incluso negativo en algunos casos. En consecuencia la estabilidad transitoria necesita en general acciones en los dos períodos: –  162  –

3. Tecnologías

- Aumento del par sincronizante durante la perturbación (par que es función del ángulo de carga). - Refuerzo del par de amortiguamiento (función de la derivada del ángulo de carga dδ/dt=w-wr), durante la fase posterior a la perturbación (post-falta) mediante los "estabilizadores de red". Este equipo se utiliza asímismo para mejorar la estabilidad de pequeña perturbación. En este período post-perturbación, un SMES puede mejorar la estabilidad del sistema mediante la absorción de potencia activa durante un tiempo controlado, inmediatamente después de haber eliminado la falta. Este incremento de la potencia suministrada por el grupo permite reducir la aceleración del mismo y limitar el riesgo de la pérdida de sincronismo; el efecto es similar al que se consigue con las resistencias de amortiguamiento, pero el SMES tiene sobre ellas la ventaja de que su efecto amortiguador no disminuye en caso de que disminuya la tensión. El sistema de control del SMES debe actuar como en la estabilización frente a pequeñas perturbaciones, una vez que haya transcurrido el tiempo de amortiguamiento.

 Autores capítulo 3  Angel Alonso, Tomás Alvarez, Emilio Menéndez, Mariano Muñoz,  Alfonso Pantoja,  Antoni Julià.

–  163  –

Anexo bibliografía Bibliografía Pilas de Combustible, Microturbinas de gas, Sistemas Híbridos y Combustibles Les unités de production distribuée dans la nouvelle organizaction de l’industrie électrique. S.Meritet, Revue de l’Energie, nº 512, de 1999 Microturbinas hacia la generación distribuida de energía y calor, A.Malmquist, ABB Revista 3/2000. Fuels cells Systems, how and When, R. George & K.Hassman, Siemens power Journal 1/2001. Les unités de produccion distribuée dans la nouvelle organitation de l’industrie électrique. Revue del’Energíe, nº 512 dic,1999, S.Merit. Univ.París Distributed Generation, a definition. T.Akerman et al, Dpt. Electrical Power Engineering, SFITechnology, june 2000. Electrical Power Systems Research, 57 (2001) pg 195. (Elsevier) Distributed Generation Alternatives. www.distributed-generation.com/technologies. Tecnologías avanzadas de Generación. Generación Distribuida. J.Palomar, ETSI Minas, UP Madrid, C.Doctorado, abril 2001. ABB Revista, publicación del número 3 / año 2000. Fuel cell future: the Sulzer perspective. Publicado en Mayo, 2001, Modern Power Systems. Precios medios nacionales, http://www.mcyt.es/pmpc/default.htm Normas sobre GD: CIGRE-37, SEPT’98. Impact of of increasing contribution of dispersed generation on power system. CIRED, Dispersed Generation; Preliminary Report WG04, nov’98 Embedded Generaton. N.Jenkins et al. IEE P.&E.Series nº31. 2000.

–  164  –

Micropower. The New Eelectricty Era. Worldwatch pub151, 87p, año 2000. Distributed power generation, the logical response... H.R:Linden Putman, Hayes $ Bartle, e IIT, april,8, 1998. Distributed Generation; technology challenges and needs. N. R. Friedmann, april 2000. The role of distributed generatión, DG forum, march,1999. Strategic plan for distributed generation US, DOE, sept, 2000. Bibliografía Energías Renovables

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–  165  –

MENÉNDEZ.- Energías Renovables. Sustentabilidad y creación de empleo.- Los libros de la catarata.- CYAN.- Madrid. NAKICENOVIC y OTROS.- Global Energy Perspectives.- World Energy Council. RUÍZ, V.- La investigación sobre energías renovables en Andalucía. Energías renovables y desarrollo sostenible. IX Congreso Ibérico de Energía Solar. Córdoba, marzo 2000. Bibliografía Motores

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3.8.8.2.2 Superconductores de alta temperatura 

Poco después del descubrimiento de la primera cerámica superconductora se obtuvo, en el año 1987, el primer superconductor con una temperatura crítica superior a 77K y que podía, en consecuencia, ser refrigerado con nitrógeno líquido, técnica que es de aplicación normal en la industria. Este superconductor, con una temperatura crítica Tc=90K, es una cerámica similar a la de Bednorz-Müller en la que el lantano se sustituye por itrio, el famoso Y 1Ba2Cu3O7 denominado 1-2-3 por su relación molar. Se han obtenido ya compuestos superconductores con temperaturas críticas superiores a 100K, por ejemplo, el Tl 2Ba2Ca2Cu3O10 es superconductor por debajo de 125K. La refrigeración de los superconductores con nitrógeno líquido presenta claras ventajas con relación a la refrigeración con helio líquido. En primer lugar el rendimiento del ciclo es mucho más elevado. Según el rendimiento teórico del ciclo de Carnot para extraer 1W de pérdidas a 4K es necesario aportar 74W, mientras que a 77K la aportación teórica se reduce a 3W. Con los equipos industriales que se utilizan los valores son muy superiores a estos límites teóricos, 500 W/Wref a 4K y 10 W/Wref a 77K. 3.8.9. Aplicaciones de los sistemas de almacenamiento

En el caso de la generación distribuida y las redes de distribución con una fuerte componente de cargas industriales, se presta una particular atención a la notable mejora de la calidad de servicio eléctrico que permiten alcanzar los sistemas de almacenamiento que tienen una elevada velocidad de respuesta. La mejora de la calidad de servicio se obtiene gracias a la rápida inyección de fuertes aportaciones de potencias activa y reactiva en tiempos muy cortos que perminten compensar, perturbaciones rápidas como huecos de tensión, etc. pudiendo ser aplicados también como Sistemas de Alimentación Ininterrumpida. Las principales aplicaciones pueden agruparse funcionalmente en los apartados que siguen: • Estabilización de la tensión: a b c

Compensación de las fluctuaciones de tensión. Parpadeo (flicker). Reducción de las variaciones bruscas de tensión. Huecos de tensió n. Elevaciones de tensión. Cortes de conmutación. Mejora de la estabilidad de tensión (Colapso de tensión).

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3. Tecnologías

• Estabilización de la frecuencia. Compensación de las fluctuaciones de carga: • Estabilización de los sistemas eléctricos: a b

Mejora de la estabilidad de pequeña perturbación. Estabilidad dinámica. Mejora de la estabilidad transitoria.

A continuación vamos a describir sucintamente algunas de las aplicaciones anteriores que presentan un interés particular. 3.8.9.1. Compensación de las fluctuaciones de tensión. Parpadeo (flicker).

El Vocabulario Electrotécnico Internacional define el término Parpadeo (Flicker) como la Impresión de inestabilidad de la sensación visual, debida a un estímulo luminoso cuya luminosidad o reparto espectral fluctúan en el tiempo. Estas variaciones de la iluminación son originadas por variaciones de la tensión de alimentación de las lámparas, y cuando alcanzan un cierto nivel, provocan molestias a los usuarios en forma de fatiga visual. Este fenómeno es muy dependiente de la sensibilidad y la reacción de los individuos y en consecuencia solamente puede ser estudiado en una base estadística. Un extenso trabajo de investigación ha mostrado que el parpadeo (flicker), puede ser observado para unas variaciones de tensión repetitivas cuya frecuencia no sea superior a la frecuencia de fusión de imágenes en el ojo humano, por encima de la cual no se percibe dicha fluctuación. El límite superior de esta frecuencia, teniendo en cuenta la constante de tiempo del filamento de las lámparas, puede ser fijado aproximadametne en 35 Hz para variaciones de tensión menores del 10%. La curva de respuesta de sensibilidad en la percepción visual a cambios de lum inosidad varía con la frecuencia de esos cambios y presenta un máximo situado entre 8 y 10 Hz. Para amplitudes de las variaciones de tensión menores del 10%, se puede considerar que existe una buena correlación entre los cambios relativos de luminosidad y las variaciones relativas de tensión que los producen. La relación entre la amplitud relativa de una variación de tensión y la correspondiente sensación de "flicker" es cuadrática. Por lo que la sensación visual crece en un mayor grado que la fluctuación de tensión.

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La respuesta del sistema visual tiene un efecto de memoria, por lo que la sensación no sólo depende de la intensidad individual de sucesivas variaciones sino también del tiempo transcurrido entre ellas. Los valores de la Curva de Severidad de "Flicker" Unidad, establecidos por la Comisión Electrotécnica Internacional para fluctuaciones de tensión rectangulares son los indicados en la Figura 15 que presenta los siguientes puntos característicos: - 0,757 cambios/minuto 3,0% - 1051,58 cambios/minuto 0,29% 5 4

3 2,5 2

1,5

1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4

0,3

0,2

1 0,1

0,5 00,1

1

5 0 0,5 0 ,1

10

10 0,5

100

500 1000

5000

Nombre de variations par minute ( ) ´  1 5 10 50 Nombre de variations par seconde

Como se puede observar se tiene la máxima sensibilidad para una frecuencia de la fluctuación de 8,8 Hz.  Nota- Para convertir los valores de frecuencia a cambios por segundo se multiplica por dos, ya que por cada  período se producen dos cambios.

Fig. 15

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3. Tecnologías

Estas elevadas frecuencias de las fluctuaciones de tensión pueden producirse en zonas en las que se haya instalado una generación eólica importante (parques eólicos de gran potencia). Ello es debido al fenómeno de turbulencias del viento que hace aparecer, superpuestos a la velocidad media del mismo, componentes armónicos de velocidad que tienen frecuencias desde un 0,05 Hz hasta varias decenas de ciclos por segundo. Los propios aerogeneradores efectúan un filtrado de las frecuencias elevadas, pero se considera que hasta unos 10 Hz los aerogeneradores responden a las variaciones de velocidad del viento aunque con una atenuación creciente con la frecuencia. En la Figura 16 se muestra la respuesta en frecuencia de un aerogenerador de gran tamaño (ª 3 MW). 1.0

Gain 0.8

0.6

0.4

0.2

0 0.05

0.1

0.5

1.0

5.0

 

10.0

Frequency (Hz)

Fig. 16

La Figura 17 representa el par del generador equivalente a un parque eólico de 10 MW instalado en la Isla de Fuerteventura. Esta variación temporal del generador se ha obtenido mediante simulación, teniendo en cuenta las condiciones topográficas del emplazamiento, la disposición física del parque eólico, la distribución espacio-temporal del viento y la respuesta dinámica de los aerogeneradores.

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*103 114

112

   )   m    N    (   e   u   q   r   o    T    N    E    G

110

108

106

104

103

100 0 0

20

40

60

80

100

120

140

160

Fig. 17

3.8.9.2. Mejora de la estabilidad de pequeña perturbación. Estabilidad  dinámica.  Nota- En el texto de este apartado y también el

siguiente, se hace referencia referencia a uno de los sistemas de almacenamiento (SMES), pero es igualmente aplicable a los otros dos.

Los sistemas de potencia pueden presentar problemas de estabilidad que se manifiestan normalmente en forma de oscilaciones autoexcitadas de baja frecuencia (0,1 a 5 Hz). Las oscilaciones aparecen tanto en la frecuencia común de diferentes zonas, como en la potencia generada por los grupos (Figuras 18). Este tipo de inestabilidad está originado por una interacción entre los sistemas de regulación, de tensión y de frecuencia (carga) de los generadores, y está directamente asociado con los denominados modos naturales de oscilación de la red.

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3. Tecnologías

 f.Hz  f. Hz

 

Normal operation

Oscillatory buildup

60.2

60.1

60.0

59.9

59.8

10

20

30

40

50

60

s

Fig. 18

Una red con Ng grupos ganadores tiene, en principio, Ng-1 modos de oscilación, aunque diferentes subconjuntos de generadores (especialmente los pertenecientes a una misma central) oscilan al unísono como grupos coherentes. En estas oscilaciones entre grupos (intermachine oscillations en la literatura anglosajona) la parte giratoria de cada grupo (rotores del generador, de la excitatriz y de los distintos cuerpos de la turbina) participa como un todo en la oscilación. (En los grandes grupos térmicos pueden aparecer además oscilaciones torsionales entre los distintos rotores del grupo con frecuencias propias que son en este caso mucho más altas de 20 a 50 Hz). Las oscilaciones de los grupos generadores tienen un bajo amortiguamiento de forma que pueden ser excitadas por perturbaciones (o fuentes de "bombeo") relativamente débiles. Un caso muy típico de aparición de oscilaciones, es el de zonas de generación interconectadas por líneas de transmisión muy largas,cuando se produce la desconexión de una de las líneas aumentando bruscametne la impedancia de la interconexión. Los SMES pueden mejorar la estabilidad de los sistemas eléctricos amortiguando rápidamente estas oscilaciones de los grupos generadores, mediante la inyección/ absorción controlada de potencia activa (que equivale a la creación de un par de amortiguamiento suplementario). El SMES puede realizar también simultáneamente la inyección/absorción de potencia reactiva, de forma que permite mejorar notablemente el efecto de estabilización de las oscilaciones.

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