Desenchufados

Sabemos que no podemos conseguir energía eléctrica de fuentes de energía renovables siempre que queramos. Por ello se han ido desarrollando varios métodos para almacenar energía, de diferentes formas.

Acumuladores térmicos: La energía obtenida de fuentes renovables puede ser utilizada para calentar agua. Esta energía solo se aprovechará adecuadamente si se requiere de forma calorífica. El paso de energía eléctrica a energía térmica es fácil, basta con una serie de resistencias. Sin embargo, para pasar de energía térmica a trabajo es necesario unas máquinas complejas (motores térmicos).

Compresión de aire: Se utiliza un compresor de aire para enviarlo a un depósito presurizado, preferiblemente aislado termicamente. Se utiliza posteriormente la energía de expansión del aire a través de una turbina o expansor volumétrico con una eventual combustión previa que aumente la energía. Este último sistema proporciona rendimientos desde el 60% hasta el 80%. El rendimiento de recuperación máximo teórico es del 50% si se deja enfriar el aire comprimido.

Bombeo de agua: Es un método muy utilizado actualmente. Consiste en bombear agua a un depósito superior para después turbinarla cuando el precio del kWh es mayor. El problema de este sistema es la evaporación en el depósito superior. La eficiencia de recuperación es del 50% al 80%. Esta solución es la adoptada por la isla del Hierro.

Baterías: Es un sistema muy utilizado actualmente en instalaciones aisladas, como la fotovoltaica. Su rendimiento es del 60 al 75% para baterías de plomo-ácido. Actualmente se están utilizando baterías de Ion-Litio para los coches híbridos.

Generación de hidrógeno: La electricidad descompondrá el agua, almacenándose el hidrógeno y eventualmente el oxigeno. Los rendimientos están entre el 50 y el 70%. Este podrá utilizarse para la industria del automóvil, por ejemplo.

Volante de inercia: Consiste en almacenar energía en un volante capaz de girar a elevado régimen en un recinto vació, que impida la resistencia aerodinámica, con un sistema de cojinetes magnéticos. Este sistema es capaz de absolver potencias instantáneas elevadas. Logran un rendimiento de operación alto, del orden del 80%. El intercambio de energía puede ser electromagnético o por medio de un tren de engranajes. Actualmente se utiliza uno en el CIEMAT para los dar la energía necesaria para la fusión nuclear. El problema principal son las dudas por su seguridad.

Esta es la cuarta y última parte de una serie de entradas sobre este tema. La primera es esta, la segunda parte es esta y la tercera parte es esta otra. Aquí nos cuentan como terminamos con las frecuencias actuales, y el caso más curioso, el de Japón.

De 1925 hasta la fecha.

Aunque pueda parecer que desde 1921 todos los sistemas eléctricos en EE.UU. utilizaban los 60 Hz, esto no fue así. El proceso de transformación hacia la frecuencia estándar duró prácticamente hasta 1948. Por ejem­plo las instalaciones de Mili Creek no se modificaron hasta la finalización de la segunda guerra mundial.

En Inglaterra aún fue peor desde la redacción de Electric Light Act, en la que se obligaba que todo el material eléctrico que se fabrica­se debía de poder ser utilizado por cualquier persona o empresa, llevó a que el transformador desarrolla­do por Gibbs y Gaulard no pudiese ser utilizado en lnglaterra -una de las causas de su retraso tecnológi­co- pero sí en EE.UU o Alemania.

Un caso extremadamente pecu­liar lo tenemos en Japón. El departa­mento de Yokohama envió a EE.UU unos ingenieros para que estudiaran las diferentes tecnologías que sobre el tema eléctrico había en ese momento, 1889. Cuando volvieron a Japón habían sido convencidos de las bondades de la “alta frecuencia” y compraron e instalaron un alternador de Stanley-Kelly-Chesney (SKC) el cual trabajaba a 133+1/3 Hz, en Keage Canal. En 1895 AEG vendió un alternador de 50 Hz a una compañía de Tokyo.

Recordemos que Stanley de la SKC se trasladó a General Electric, y fue cuando determinó que 133+1/3 era una frecuencia demasiado grande para los motores eléctricos de corriente alterna, y cambiaron la producción de sus alternadores para que generaran corriente eléctrica a 60 Hz. Cuando una compañía de la ciudad de Osaka compró un alternador AGE, ésta los fabricaba para generar corrientes de 60 Hz y aquí empezó la división de las frecuencias en Japón hasta la actualidad: en el este 50 Hz y en el oeste 60 Hz.

Resumen

Realmente, la determinación de la frecuencia más conveniente vino debida a la necesidad de ir superando los problemas tecnológicos que iban apareciendo en la expansión de la energía eléctrica por todo el mundo.

Así, en los primeros años la energía eléctrica se utilizaba casi exclusivamente para la iluminación pública, hoteles, bancos y casas de personas más bien pudientes y para evitar los efectos estroboscópicos las frecuencias utilizadas eran altas.

Cando se introdujo la energía eléctrica dentro de los procesos fabriles y el consumo de la energía debía de ir destinado, no solo a iluminación, sino a potencia se redujo la frecuencia de ésta hasta los valores actuales.

El por qué de 50 Hz en Europa y de 60 Hz en EE.UU vino debido única y exclusivamente determinado de la posición de preponderancia de AEG en Europa y de GE en EE.UU, cuyos ingenieros se decantaron en su momento por una u otra.

Fuente: Articulo “El origen de los 50-60 Hz en la transmisión de la energía eléctrica”. Escrito por Eduardo Aznar Colino y Joaquín Royo García, y publicado en la revista Técnica Industrial 242 (Septiembre de 2001)

He encontrado este articulo en El País, que sin duda merece la pena leer. Se trata de un super-resumen de todas las energías, y su posibilidad de seguir funcionando dentro de 40 años. Que podemos hacer con la nuclear, termosolar, petroleo, carbón… Espero que os resulte interesante.

La energía es un bien necesario para el progreso económico y para el bienestar de la humanidad, así como uno de los pilares básicos de un desarrollo sostenible.

En todo caso, el ahorro de energía es una necesidad económica y ecológica. El progreso tecnológico permite el uso de la energía con rendimientos crecientes y evitar el despilfarro en los países ricos es un imperativo moral. Sin embargo, gran parte de la humanidad vive una situación de pobreza y necesita un aumento sustancial del consumo energético, no pudiendo contribuir en gran escala al ahorro que sería conveniente. Leer el resto de la anotación »

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Ya sabíamos que el precio de la electricidad iba a subir, y que el Gobierno español ha dicho no a las nucleares, y que los grandes consumidores eléctricos se habían unido para crear una comercializadora que les bajase el precio de la energía, pero sinceramente, esto, no me lo esperaba, os dejo la noticia:

Con cierta retranca, el presidente de la patronal eléctrica UNESA, Pedro Rivero, ofrecía recientemente un cuadro sobre el precio comparado de la electricidad en Europa. Sólo había un vacío: el del coste de la electricidad en Francia para los grandes consumidores: estaba en blanco. Rivero sospechaba que ese coste era mínimo, más que nada porque es, efectivamente, mínimo, sólo que en Francia se lo callan.

Naturalmente, no sea que el gigante nuclear francés EDF esté empeñado en vender energía barata y quiere ganar menos dinero de lo que debería ganar. No, lo que ocurre es que puede hacerlo, porque es energía nuclear, por tanto más barata, y también porque es una empresa pública y el Estado le obliga a vender a precios de risa.

Con esos costes, las grandes corporaciones francesas se permiten el lujo de planificar su costes energéticos en función de sus gastos energéticos, y se quedan muy tranquilos, porque EDF les permite planificar a 30 años y con una tarifa de coste mínimo (por eso no quieren publicitarla).

Las empresas españolas, por contra, sólo disponían de la tarifa nocturna para poder competir con las francesas. Una tarifa que, además de equilibrar la red, resultaba muy querida para las empresas de utilización intensiva de energía, especialmente para las cubas electrolíticas: soldaduras automáticas, aluminio, revestimientos de oro y plata, etc.

El asunto es tan grave que podría forzar a algunas empresas a deslocalizarse y emigrar… por ejemplo a Francia, donde los salarios son más elevados pero la energía más barata.

Fuente: Hispanidad Confidencial

Esperemos que no ocurra….

Además del gas, la luz eléctrica. Argelia sueña con convertirse en un exportador de electricidad a Europa y proyecta empezar por España el año próximo. El objetivo es lograr ser el segundo suministrador extranjero de España después de Francia.

“Queremos llegar al mercado español”, anuncia Nourredin Bouterfa, presidente de Sonelgaz, la compañía eléctrica argelina y también distribuidora de gas, cuyo volumen de negocios fue de 1.270 millones de euros en 2007.

Argelia acarició a principios de esta década la idea de tender un cable de 200 kilómetros y de 2.000 megavatios entre ambas orillas del Mediterráneo con un recorrido similar al del gasoducto Medgaz que en 2009 enlazará bajo el mar Beni Saf, en la costa argelina, con Almería. Presupuestado en 700 millones de euros, el proyecto no se ejecutó.

Después empezaron los años de apuros en los que Sonelgaz no daba abasto para satisfacer la demanda y los apagones eran frecuentes, sobre todo en verano. “Esa etapa está superada y ahora, entre los picos de consumo de la mañana y de la noche, disponemos de un excedente que, al menos parcialmente, nos gustaría vender en España”, prosigue Bouterfa.

Mientras no exista un enlace directo, para llegar a España desde Argelia sólo hay un camino: Marruecos. “Nuestro vecino erige una línea de 400 kilovatios que conectará con la nuestra en noviembre”, señala Bouterfa. La capacidad de interconexión quedará entonces duplicada. Es lo que sucedió hace un año en el estrecho de Gibraltar, donde un segundo cable submarino duplicó también la interconexión.

“Estamos discutiendo con la ONE [compañía eléctrica marroquí] de la tarifa del tránsito de la electricidad hacia España”, explica el presidente de Sonelgaz. Transportado por el gasoducto Magreb-Europa, el gas argelino cruza ya, desde 1995, 500 kilómetros de territorio marroquí para llegar al Estrecho.

¿Cuánta electricidad planea exportar Argelia a España? “De entrada, entre 200 y 300 megavatios”, responde Bouterfa. “A más largo plazo podemos subir hasta los 700″, vaticina. “Lo que está claro es que no podemos ir más allá de la interconexión con Marruecos”. Si se cumplen las expectativas de Sonelgaz, ésta quedará copada por la electricidad argelina.

Fuente: El País

El Ministerio de Industria no prevé la puesta en servicio de ningún nueva planta nuclear en el parque de generación del país al menos hasta 2016, según consta en la Planificación de los Sectores de la Electricidad y Gas, aprobado por el Consejo de Ministros en su reunión del viernes.

La única posible actuación contemplada son dos repotenciaciones de las actuales instalaciones, una de 10 megavatios (MW) prevista para este año y otra de 27 MW, para 2009. Estas medidas podrían elevar la potencia actual de 7.716 MW a 7.783 MW en 2016.

En todo caso, este aumento de potencia corresponde a la máxima implantación de nuclear. El hipotético cierre de alguna de las ocho plantas actuales no conllevará la sustitución por nuevas centrales, ya que “el sistema sería capaz de asumirlo, bien a costa de disminuir ligeramente el índice de cobertura, bien con generación de otro tipo de tecnología”, indica la planificación.

Fuente: Expansion

La Comisión Nacional de la Energía (CNE) considera que la energía nuclear y la hidráulica sacan ventajas del actual diseño del mercado mayorista y son las principales responsables de la brecha entre precios de mercado y costes de generación.

En un informe complementario a la propuesta de tarifas, el regulador asegura que estas plantas de generación, pese a tener costes ajenos a los precios de los combustibles fósiles y a las emisiones de CO2, se benefician de los altos precios de las centrales de fuel, gas natural o carbón.

El mercado mayorista asigna el precio final de la electricidad al marcado por la última de las fuentes de generación a la que se acude para satisfacer la demanda. Estas últimas fuentes, las más caras y dependientes de combustibles fósiles, dan la señal de precio definitiva, de la que se benefician las hidráulicas y nucleares.

Fuente: Terra

Personalmente pienso que es correcto este tipo de mercado, en contra de los que dice la CNE, ya que estamos en una libre competencia, y cada empresa entra a vender y a comprar. No me parecería justo pagar más a una central que a otra (vendiendo las dos en el mercado diario) porque sería entrar en un libre mercado, y ir en contra de la libre competencia. Si has invertido en una fuente de energía más barata, entiendo que deberías poder sacarle todo el beneficio.

La combustión del carbón es un medio como cualquier otro de obtener energía, pero tiene los problemas de todos los combustibles fósiles, la emisión de CO2, aparte de la emisión de óxidos de azufre (SOx) y nitrógeno (NOx). La mitad del consumo de carbón se utiliza para la producción de energía, por lo que resulta interesante un aumento de la eficiencia de la combustión de este, así como la reducción de sus emisiones. Atrás a quedado la imagen de las ciudades industrializadas antiguas, cubiertas de una nube negra producida por los inquemados y las cenizas de las calderas de carbón.

Los sistemas de combustión del carbón actuales son los siguientes:

Carbón pulverizado: La combustión de carbón pulverizado (PF) es el método más ampliamente usado para quemar carbón para generación eléctrica. En este método, el carbón es molido, pulverizado e inyectado con aire a la caldera. El carbón pulverizado tiene una gran área superficial, lo cual facilita su combustión en los quemadores. El calor generado es usado para producir vapor a altas presiones y temperaturas para activar las turbinas y generar electricidad. En la actualidad casi toda la electricidad generada en el mundo en plantas térmicas a carbón es producida usando sistemas de carbón pulverizado.

Combustión en lecho fluido: La combustión en lecho fluidizado (FBC) es un método para quemar carbón en un lecho de partículas calientes suspendidas en una corriente de gas. A una tasa de flujo suficiente, el lecho actúa como un fluido y permite una mezcla rápida de las partículas. El carbón es adicionado al lecho y la mezcla continua estimula la combustión completa y una menor temperatura que en los sistemas de combustión con carbón pulverizado. Los lechos fluidizados tienen las ventajas de producir menos NOx en el gas de salida, y debido a las menores temperaturas de combustión producen menos SOx cuando se adiciona continuamente caliza al carbón.

Ciclo Combinado con Gasificación Integrada (IGCC): Una alternativa a la combustión de carbón es la gasificación de carbón. Cuando el carbón entra en contacto con vapor y oxígeno, se producen reacciones termoquímicas que generan un gas combustible compuesto principalmente por monóxido de carbono e hidrógeno, el cual cuando es quemado puede ser usado para turbinas de gas. Los sistemas de generación de electricidad con ciclos combinados de gasificación integrada de carbón (IGCC) están actualmente en desarrollo y demostración. Estos sistemas permiten incrementar las eficiencias al usar el calor residual del gas para producir vapor para mover una turbina de vapor adicional a la turbina de gas. Los sistemas existentes en estado de demostración comercial buscan alcanzar eficiencias del 42% y se espera, cuando sean plenamente comerciales, que lleguen al 50%, con tecnologías y materiales actualmente en desarrollo.

Sistemas Híbridos: Los ciclos combinados híbridos se encuentran actualmente en desarrollo. Estos combinan las mejores características de las tecnologías de gasificación y combustión, usando carbón en un proceso de dos etapas. La primera etapa gasifica la mayoría del carbón y mueve una turbina de gas, la segunda etapa quema el carbón residual (carbonizado) para producir vapor. Con estos sistemas puede ser posible alcanzar eficiencias mayores al 50%.

Fuente y más información: Catamutun

La demanda peninsular de energía eléctrica en abril alcanzó los 21.453 GWh, lo que supone un incremento del 6,5 % respecto al mismo mes del año anterior. Este aumento se debe fundamentalmente a que el año pasado la Semana Santa se celebró en abril. Una vez corregida la influencia, tanto de laboralidad como de temperaturas, el crecimiento del consumo de energía eléctrica en este mes ha sido del 3,2 %.

En los cuatro primeros meses del 2008 el consumo eléctrico ha sido de 90.706 GWh, un 3,3 % más que en el mismo período del 2007. Corregidas la laboralidad y la temperatura, el crecimiento de la demanda en este periodo es del 3,2 %.

El pasado día 18 de abril se alcanzaron nuevos máximos históricos de producción eólica: 10.879 MW de potencia instantánea, 10.727 MWh de producción eólica horaria y 213.169 MWh de producción eólica diaria.

Las reservas totales de agua de los embalses con aprovechamiento hidroeléctrico han registrado un incremento de 11 puntos porcentuales respecto al mes anterior, lo que representa un 47,7 % de su capacidad total. Sin embargo, estas reservas se sitúan 13 puntos por debajo de las reservas de finales de abril del 2007.

Por cuencas, la del Duero y la Norte superan el 60 % de su capacidad total (68,3 % y 67,8 %, respectivamente) mientras que el resto de cuencas no llegan al 50 %. La del Ebro y la del Guadiana alcanzan el 42 %, la del Guadalquivir supera el 30 % y la del Tajo-Júcar-Segura se encuentra en el 28 %.

Fuente: REE

Y esa isla es El Hierro (Gran Canaria, España). EL proyecto costará alrededor 54,3 millones de €, de los que 35 millones de € podrían ser subvencionados, por el Ministerio de Industria,Turismo y Comercio y el IDAE, a través de los Presupuestos Generales del Estado.

El Presidente del Cabildo Insular, en representación Gorona del Viento El Hierro, S.A., Tomás Padrón Hernández, y el Director General del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, del Ministerio de Industria Turismo y Comercio, Enrique Jiménez Larrea, firmaron el convenio de colaboración por el que se regirá la ejecución y aportación de subvenciones al proyecto, desarrollo y construcción de un sistema hidroeólico capaz de cubrir el 100% de la demanda eléctrica de la isla, convirtiéndose ésta en la primera del mundo en autoabastecerse única y exclusivamente con electricidad renovable.

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