viernes, 31 de diciembre de 2010

Elementos de una cadena de suspensión simple sin protección


En la figura observamos los elementos de una cadena de suspensión simple sin protección de una linea eléctrica.

La cantidad de aisladores que lleve dependerá del nivel de tensión de la linea eléctrica.

Aclaremos que esta denominación es en Argentina, seguramente como suele suceder, a los elementos de morsetería se les llamará con distinto nombre según el país o región.

Recordemos que tenemos cadena de suspensión y de retención en las lineas, además existen en determinadas situaciones cadenas dobles de aisladores, y las lineas pueden llevar elementos de protección no descriptos en esta figura, cuyo objeto es tener una idea simple de estas cadenas.


Esta figura fue obtenida de la empresa argentina PEI
que comercializa toda la linea de estos productos.

martes, 28 de diciembre de 2010

España: Los tendidos eléctricos son la primera causa de muerte en aves

El problema de los tendidos eléctricos vuelve a encabezar la lista de amenazas para la avifauna silvestre, siendo una de las principales causas de mortalidad de las aves. Todos los años hay gran cantidad de aves que mueren por la electrocución o colisión contra los tendidos eléctricos. La mayoría de especies amenazas por este problema están en peligro de extinción. La electrocución tiene un impacto notable, tanto por la cantidad como por el tipo de aves a las que afecta, especialmente aves de tamaño medio y grande que utilizan los apoyos de las estructuras de las líneas de transporte de energía como posaderos. Esta se produce por contacto entre dos conductores o, más frecuentemente, por derivación a tierra de la corriente a través del poste metálico.

Los accidentes por colisión afectan especialmente a las aves migratorias. La colisión se debe mayoritariamente al choque de las aves en vuelo con los cables de tierra, de menor grosor que los conductores y situados en un plano superior.

Directrices europeas y normas estatales establecen la necesidad de adoptar medidas que permitan salvaguardar las especies de fauna y, de forma especial, las catalogadas. Es decir, se deben regular medidas de carácter técnico que se tendrán que adoptar para evitar estos accidentes de las aves con las líneas eléctricas,

Sin embargo, y aunque determinadas comunidades autónomas como Aragón, Navarra, Extremadura, Canarias, La Rioja o Andalucía tienen normas al respecto, no existe una normativa específica para el conjunto del país.

Presión de los ecologistas. La presión ejercida desde las oenegés ambientales, como Seo, WWF Adena, o Ecologistas en Acción están obligando a las comunidades autónomas y al Estado a la creación de una normativa de protección de la avifauna.

Aunque hay comunidades que llevan casi quince años preocupándose por este problema (Andalucía es la pionera desde el año 1990), en la mayoría de las comunidades sus decretos son de los últimos años de la década de los noventa. Las últimas en sumarse han sido Aragón, Extremadura y Madrid.

Sin embargo, es patente la necesidad de tener una normativa estatal, en la que se engloben todos los decretos autonómicos, con el que se cubran los vacíos que muchos de ellos tienen. Además serviría para las comunidades que aún no han abordado todavía el problema.


Tomado del Diario de León de España.

lunes, 27 de diciembre de 2010

Toshiba produce 5% de energía en México

Si le preguntaran qué le viene a la mente cuando escucha la marca Toshiba, seguramente respondería ¡computadoras! Lo cierto es, que esta empresa de origen japonés tiene otra faceta que muchos disfrutamos pero que pocos conocemos: la producción de energía.

“Mucho antes de que existieran las computadoras, Toshiba llegó a México para intercambiar conocimiento técnico. No hay que olvidar que Toshiba nació como una empresa de corte eléctrico, hace 125 años, haciendo transformadores y plantas. Y en México tenemos gran tradición con esto”, explicó Alexandro Ibáñez, gerente de sistemas de generación, transmisión y distribución energía de Toshiba de México.

El primer proyecto que levantó en México fue una planta hidroeléctrica llamada “El Fuerte”, la cual sigue en funcionamiento. Toshiba tiene en el país también, con la Comisión Federal de Electricidad, 16 generadores hidroeléctricos y 22 generadores térmicos de energía.

“En los años 80 producíamos con nuestros generadores y turbinas hasta 15% de la energía nacional. Ahorita tenemos el 5%”, explicó Ibáñez.

Apuesta a energía nuclear

De acuerdo con Ibáñez, la firma tiene un plan de expansión de proyectos de energía nuclear desde el 2006 en todo el mundo. “Hoy somos la compañía con mayor cantidad y experiencia en la construcción de unidades nucleoeléctricas, es decir, en los reactores que generan la energía nuclear. Hoy tenemos 28% de las máquinas construidas a nivel mundial”, dijo.

Por ejemplo, ya está construyendo dos reactores en el sur de Texas y está promoviendo en México la creación de uno.

¿Qué utilidad y valor tiene el apostarle a la energía nuclear? Lejos de las catástrofes de Chernobil, la energía nuclear tiene dos cualidades que hoy la han hecho renacer: no genera gases de efecto invernadero; es confiable; y es económica en gastos operativos.

La construcción de una planta nuclear es algo complejo y costoso, incluso, desde que empiezas a hacer toda la ingeniería y los estudios previos hasta que la tienes lista, puedes llevarte hasta 10 años. En lo que puede ser más económico es en n los costos operativos debido a que su combustible no se cambia más que cada 13 meses ó quizás 18 y puede generar energía las 24 horas”, dijo el ejecutivo.

Por el momento, Toshiba ya ha tenido encuentros con la comunidad científica mexicana y ha formulado bases para un posible intercambio de experiencias en el área nuclear. “México siempre ha tenido buena relación con la firma y queremos seguir trabajando en proyectos energéticos”, agregó Ibáñez.

No hay que olvidar que para cumplir con la meta de emitir menos gases de efecto invernadero, México deberá buscar nuevas fuentes de energía para antes del 2024. “La energía nuclear podría ser una opción, por lo que buscaremos la forma de apoyar al país con nuestro proyectos en esta materia”, dijo el ejecutivo.

TOSHIBA Y LA ENERGÍA

A nivel mundial, la generación de energía representa para Toshiba 33% de su negocio global. Actualmente se enfoca en diferentes proyectos:

1) Energía Térmica. Viene de puentes de vapor, carbón y combustóleo. Toshiba fabrica ese tipo de turbinas
2) Energía Hidráulica. Las tradicionales plantas de agua que generan energía
3) Geotérmica. Energía que se obtiene del vapor del subsuelo de la tierra.
4) Energía Nuclear.
5) Energía con captura de carbono. Toshiba le apuesta a la investigación de este tema. Ya tiene ya plantas piloto de éstas funcionando.
6) Energía Solar y fotovoltaica.
7) Energía de microhidros. Son plantas de tipo de hidráulico que no necesitan agua para generar energía, sino que se valen únicamente del flujo.


Tomado del diario El Economista de México.

domingo, 26 de diciembre de 2010

Paraguay: Empieza a operar transformador TxRx en la hidroeléctrica Itaipú

Durante el acto, el ingeniero Rubén Brasa, Director Técnico de la Binacional, explicó que con la línea de 500 kv, cuya subestación en Villa Hayes ya fue licitado, y la línea propiamente, que será licitada para la primera quincena de enero, el país podrá disponer del 49 por ciento de su energía.

Indicó que con el seccionamiento de las dos líneas, que pasa por esta subestación, se completaría la disponibilidad de los otros 50 por ciento de potencia paraguaya para ser utilizada. "Ahora que nos toca llevar adelante las acciones, les digo que las respuestas las veremos con obras concretas". En un tono más político, que técnico, el funcionario dijo que el Paraguay empieza a transitar los caminos que la llevarán a la recuperación de su soberanía energética. "Entramos con humildad a la Itaipú, de sandalias y cuando culmine nuestra tarea, saldremos con la conciencia del deber cumplido, con el 100 por ciento de la energía paraguaya de la binacional, disponible y con las infraestructura necesarias, para hablar de desarrollo", indicó.

MISIÓN. "Todo esto refuerza nuestra gran misión, cual es la de avanzar decididamente hacia las grandes transformaciones que el país necesita", dijo por su parte Presidente de la República, Fernando Lugo.

"Hoy en la inauguración y puesta en funcionamiento de este gran transformación, mañana serán las obras de la subestación de Villa Hayes, luego la línea de transmisión de 500 KV. Estos emprendimientos nos darán la seguridad necesaria y estaremos en condiciones de obtener una mayor cantidad de energía de ITaipú", añadió.

El jefe de estado felicitó a los directivos de la entidad por haber conseguido terminar en un tiempo record la obra y colocar a disposición del sistema eléctrico nacional una cantidad de potencia que permitirá disminuir en parte la emergencia energética y pasar un verano mas tranquilo.

DETALLES.

Para la adquisición y activación del TxRx, la Itaipu Binacional está invirtiendo unos 17.600.000 dólares. El proyecto, pendiente desde el año 2004, se concretó como parte del proyecto del gobierno con el que se hace frente a la crisis energética, pues su funcionamiento permite elevar la disponibilidad de potencia en el Paraguay.

El autotransformador tiene una capacidad de 375 MVA (Mega Voltios Amperios), similar a la que tienen cada uno de los cuatro transformadores reguladores que están en funcionamiento en la actualidad.

La inversión se divide en equipos y sistemas, obras civiles, montaje electromecánico y proyecto ejecutivo. Una vez conectado al sistema nacional de 220 kV, permitirá ampliar la capacidad de transformación actual de 1.500 MVA a 1.875.


Tomado del diario Ultima Hora de Paraguay.

viernes, 24 de diciembre de 2010

Perú: El mercado eléctrico es aún inestable: solo hay 6% de reserva para cubrir fallas


A muchos les cuesta reconocerlo, pero el sistema eléctrico es aún inestable. Si mañana el gasoducto de Camisea se rompiera, buena parte de Lima y otras ciudades del país se quedarían a oscuras. Igualmente, si una central hidroeléctrica como la del Mantaro tuviera que detenerse por una avería, no existe capacidad de producción para reemplazarla. ¿El resultado? Un recorte de energía.

Según datos del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (Coes-Sinac), el país solo cuenta con un 6% de reserva para responder a eventuales fallas del sistema de generación eléctrica (falta de lluvias, desperfectos en las generadoras, mantenimientos, etc.), cuandoOsinergmin cree que un sistema fiable debe tener un mínimo de 20% de reserva.

Para los siguientes dos años, la situación no parece cambiar mucho, César Butrón, presidente del Coes-Sinac señala que la reserva continuará siendo escasa hasta el 2013. Así, en épocas de estiaje (escasa caída de lluvias) las reservas serían menores a 3% y esto es lo más próximo a un recorte.

FALLAS DE SISTEMA

¿Qué ha hecho que el sistema se encuentre en una situación precaria? Hay muchos factores, el primero de ellos es el crecimiento muy acelerado de la demanda. En los últimos cinco años, la tasa promedio de crecimiento fue de 7% (a excepción del 2009 que solo creció en 2,9% por la crisis), lo que ha sorprendido al sistema. En ese sentido, las inversiones que se han dado no han sido las suficientes para atender la demanda.

Pero eso no es todo, se trata de un sistema históricamente débil y con problemas constantes. En el 2000, la zona sur tenía restricciones de energía, en el 2004 las generadoras no querían vender energía a las distribuidoras eléctricas por tener precios regulados bajos. En el 2008, hubo un nivel de reservas tan bajo (entre 1% y 2%), que se registraron cortes de energía y se restringió el abastecimiento a los grandes clientes libres (consumidores de más de 5 megavatios) como las mineras.

El especialista en temas eléctricos y ex gerente general de Enersur, Klaus Huys, indica que si en el 2008 no se hubiera detenido el incremento de la demanda por efecto de la crisis internacional, en este momento estaríamos lamentando más apagones y recortes de electricidad.

“El Perú ha tenido mucha suerte”, indica por su parte Eleodoro Mayorga, consultor energético de Laub & Quijandría. Sustenta esta afirmación por lo siguiente: la crisis ayudó a tomar un respiro al sistema y a repensar su situación, pero además porque en el preciso momento en que empezó a crecer la demanda apareció el gas de Camisea, que permitió atender rápidamente el abrupto crecimiento y a la vez tener precios aun bajos de energía.

En la actualidad, cerca del 50% de la producción eléctrica es proporcionada por el gas natural, cuando lo ideal es que máximo tenga 35%. Según Mayorga, el gasoducto es una vena aorta que alimenta a Lima y, de colapsar, la haría desfallecer.

En efecto, hay mucha dependencia del gas natural y una gran concentración de la producción eléctrica en la parte central del país, hecho que genera un riesgo. En ese sentido, no se está balanceando la oferta con la generación hidroeléctrica.

HAY AGUA, PERO

El potencial del Perú en hidroeléctricas supera los 55.000 megavatios (MW) esto es nueve veces más de lo que necesita hasta ahora el país. En otras palabras, hay suficiente agua y caídas de cuencas para construir este tipo de generadoras. La gran pregunta es: si hay potencial y demanda ¿Por qué las empresas no han invertido espontáneamente en generar oferta hidroeléctrica?

El ex viceministro de Energía, Pedro Gamio, indica que las empresas solo invierten en hidroeléctricas si tienen la venta de su energía asegurada en el largo plazo. El último proyecto: El Platanal, se construyó teniendo como grandes compradores a empresas como Cementos Lima y Aceros Arequipa, de las que son sus accionistas. Pero eso no es todo, Gamio indica que la aparición del gas natural de Camisea fue una bendición para el país pero una maldición para la construcción de las hidroeléctricas. Porque las térmicas a gas son más rápidas de construir y más baratas.

Según Gamio la construcción de una generadora hidroeléctrica tiene un costo por megavatio de US$2 millones, abismalmente superior a los US$350 mil de una termoeléctrica.

En el 2008, el Ministerio de Energía y Minas intentó fomentar la construcción de hidroeléctricas con un dispositivo que premiaba con 15% más el pago por potencia a estas generadoras, pero aun con este incentivo no lograron competir con las termoeléctricas. Así, en las licitaciones de largo plazo que hicieron las distribuidoras eléctricas en los últimos dos años, solo un proyecto, Quitaraccsa de Enersur, es hidroeléctrico, el resto es termoeléctrico a gas.

Joaquín Ormeño, gerente general de la generadora SN Power indica que no se han dado las señales de precios adecuados para invertir en hidroeléctricas. En el sector existen tres tipos de precios: el regulado (a los consumidores abastecidos por las distribuidoras), los precios a los clientes libres y los precios spot o marginales (venta entre generadoras).

Ormeño indica que este último precio, que marca la señal en el mercado, ha sido manipulado por el retraso en la construcción de infraestructura en líneas de transmisión y por la congestión del gasoducto de Camisea. Así, el precio regulado es de 40 MW hora (MW/h), mientras que los generadores piden un precio por encima de 60 MW/h que les permitiría hacer rentable sus proyectos.

Asimismo, señala que los precios cada vez están más a la baja. Ormeño señala que en los últimos tres años la rentabilidad de las empresas se ha reducido en 5% y 6% pese a que venden más energía. Estas señales no motivan la inversión.

Ante esta situación, el Gobierno realizó una intervención directa en el mercado eléctrico: encargó a Pro Inversión la licitación de centrales hidroeléctricas. De esta manera, se garantiza a las ganadoras la compra de la energía eléctrica a un precio fijo de largo plazo. Esto les permite conseguir financiamiento. SN Power logró, vía este concurso, financiar la construcción de la central hidroeléctrica Chévez de 150 MW.

Así, el equilibrio que debería darse entre la oferta y la demanda en el libre mercado fue dejado de lado.

El presidente del Coes-Sinac indica que con esto se ha intervenido en el mercado. De la misma opinión son los demás generadores; sin embargo participan en las licitaciones de Pro Inversión. Javier García Burgos, gerente general de Kallpa Energía, indica que en este caso lo que se debe hacer es seguir incentivando las licitaciones de largo plazo para las distribuidoras, pero haciéndole ajustes, como no permitir que estas empresas controlen las fechas de inicio de los proyectos, porque varias están ligadas a generadoras y podrían favorecer a las empresas de sus grupos.

Asimismo, Burgos indica que con la intervención de Pro Inversión hay direccionalidad en la construcción de la oferta energética, pues el Gobierno no solo licita hidroeléctricas sino otro tipo de generadoras térmicas a diésel (como la reserva fría), afectando al mercado.

Pro Inversión licitará el próximo marzo 500 MW más de energía hidroeléctrica. El viceministro de Energía, Daniel Cámac, indica que no se está interviniendo, pero que sí se necesitaba un mecanismo para incorporar más centrales hidroeléctricas, porque el crecimiento de la oferta térmica pone en riesgo al sistema.

No muchos están de acuerdo con esta intervención en un mercado que se creía libre, pero sí es cierto que la inversión espontánea no ha cubierto las necesidades del país. Según Klaus Huys, es porque el Estado ha especulado mucho respecto al rol del sector privado y del desempeño del propio mercado y le corresponde ajustar las tuercas necesarias cuando algo está fallando. Lo real es que no hay un norte respecto a cómo se prevé tener un sistema eléctrico finalmente confiable.


Tomado del diario El Comercio de Perú y escrito por Manuel Marticorena Solís.


martes, 21 de diciembre de 2010

¿Quién paga por limpiar la energía?

Por algo le dicen La Ventosa. Es una pequeña localidad de 4 mil habitantes en el estado mexicano de Oaxaca, donde los fuertes vientos que soplan desde el Istmo de Tehuantepec suelen provocar accidentes carreteros. Hoy, sin embargo, esta fuerza está siendo aprovechada por 167 aerogeneradores. Con una potencia de 250 megavatios, Eurus es el mayor parque eólico de América Latina, un proyecto conjunto de la empresa española Acciona y la cementera mexicana Cemex, que abastece de energía a un 25% de las plantas de la cementera en el país.

Pese al amplio potencial eólico que posee México, este tipo de energía representa apenas 3% de la matriz energética, según datos de la Secretaría de Energía (Sener). Pero las autoridades esperan que para 2024 cerca de 35% de la capacidad de generación eléctrica provenga de energías limpias.

No es el único gobierno latinoamericano que saca cuentas limpias. Para 2013, Perú prevé cubrir 5% de su suministro energético con tecnologías limpias y de bajo nivel de emisiones de carbono, mientras que Chile espera contar con 20% en 2020. Pero podrían quedarse cortos.

“Se requiere de incentivos muy grandes para que el sector privado participe, lo que supone un fuerte impulso de los gobiernos”, asegura Gerardo Hiriart, experto en energía, quien con más de 30 años de experiencia ha participado en la implementación de diversos proyectos geotérmicos y eólicos en México.

“La energía alternativa es muy cara y comparativamente muy costosa, por lo que no es un sector atractivo”, sostiene Fernando Branger, coordinador asociado del Centro Internacional de Energía y Ambiente (CIEA) del Instituto de Estudios Superiores de Administración (IESA) de Caracas.

Procurar competitividad

Junto con modificar los marcos regulatorios, los gobiernos deberán implementar tarifas fijas o subsidios específicos que hagan más competitivas a las energías renovables desde el punto de vista financiero. Pero no está claro que lo vayan a hacer. “Las metodologías y los modelos de contratos fueron pensados para nivelar el terreno de competencia de las tecnologías renovables en relación con la generación tradicional, sin otorgar subsidios”, afirmó a comienzos de octubre Georgina Kessel, titular de la Sener.

Los subsidios han sido la base para el desarrollo de la energía renovable en el mundo, principalmente en Europa. Fue el caso de España, que bajo esa lógica ha logrado aumentar la capacidad instalada de la energía fotovoltaica en más de 4 mil megavatios.

Sin embargo, América Latina parte de una base distinta. Europa utilizaba carbón y combustibles fósiles, por lo que el imperativo de disminuir las emisiones de CO2 era mayor. En cambio, la matriz energética de América Latina ya es bastante limpia: 70% de la capacidad energética proviene de fuentes hídricas, y la generación de electricidad sólo produce 10% de las emisiones de gases efecto invernadero de la región.

Los gobiernos europeos contaban además con presupuestos que en la región no parecen estar disponibles.


Tomado del diario Siglo XXI de Guatemala y escrito por Patricia Zvaighaft

lunes, 20 de diciembre de 2010

Argentina: Causan destrozos en la estación transformadora de Valle Viejo

Vándalos causaron destrozos en la vía pública, concretamente en cables de la Estación Transformadora Valle Viejo.

El Ing. Rodolfo Tomasi, Director de Provincial de Infraestructura Energética, dialogó con radio Valle Viejo y manifestó que “el día domingo uno de los cables de la estación transformadora de Valle Viejo que va por el costado del cementerio hacia Pozo el Mistol, un cable subterráneo, ha sido cortado aparentemente con la intención de robo aunque no concretaron, solo lo han cortado.

Se hizo la presentación correspondiente en la unidad judicial.

El cable subterráneo sube a una altura de 4 metros en medio de un caño galvanizado, que sirve de protección, desde donde se conecta a la línea. En el tramo donde sale del caño si produjo el corte con la intención de sacar cable del caño, lo que no se consiguió.

Ahora estamos trabajando para repararlo. Hay que traer unos repuestos especiales para empalmar el cable, repuestos que no se consiguen en Catamarca.

La idea que teníamos era poner a prueba mañana. Esto nos retrasa un par de horas y esperemos que no sea más".


Tomado del diario El Esquiu de Catamarca (Argentina)

sábado, 18 de diciembre de 2010

Honduras: Hoy inicia construcción del proyecto eólico

Los trabajos de apertura de caminos han comenzado en el municipio de Santa Ana, Francisco Morazán.

La historia de la energía eléctrica en Honduras comenzará a cambiar a partir de hoy.

La construcción del parque eólico más grande de Centroamérica arranca este día a cargo del consorcio formado por Gamesa e Iberdrola Ingeniería y Construcción.

En el área tres del proyecto, en la zona conocida como el cruce entre los municipios de Sanbuenaventura y Santa Ana, han dado inicio los trabajos de instalación de la maquinaria y el comienzo de los caminos.

José Morán, gerente de proyectos de Energía Eólica de Honduras, subsidiaria local de Mesoamérica Energy, informó que todos los detalles están terminados y que eso da paso a la construcción de la primera etapa.

"Estamos por cumplir detalles de parte de los contratistas y reducir al mínimo el impacto de las personas y las propiedades, ya está todo en su lugar, se está haciendo la topografía necesaria para ingresar maquinaria y comenzar los caminos", explicó Morán.

La sostenibilidad de este proyecto proviene del contrato de suministro de energía (PPA), que mantienen con la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) por veinte años.

La millonaria inversión del proyecto proviene del financiamiento otorgado por el US Export-Import Bank y el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE), por una monto de 250 millones de dólares.

El parque eólico estará dotado de 51 aerogeneradores Gamesa G87-2 MW, que se colocarán a lo largo de estos dos municipios, donde el viento permitirá la generación de 100 MW de energía limpia.

"Los primeros trabajos pensamos que estarán terminados en el primer semestre del próximo año; tenemos planeado comenzar a instalar las turbinas en operaciones de forma gradual desde la mitad del próximo año en adelante, para eso debemos tener listo todo el trabajo para instalar la primera turbina", comentó Morán.

Tanto Iberdrola como Gamesa tienen un cronograma bien estructurado para cumplir con los compromisos firmados con el propietario del parque Mesoamérica Energy, quien planea dar inicio a la operación comercial del plantel entre enero y febrero de 2012.

El contrato para la construcción del parque eólico denominado Cerro de Hula se realiza bajo la modalidad llave en mano y el plazo previsto de ejecución de la obra es de 18 meses.

La expectativa es grande a nivel de las comunidades, que ven con buenos ojos y con esperanza el inicio de las obras.

El alcalde de Santa Ana, Jorge Sandres, dijo que "estamos muy satisfechos con lo que logramos; en los primeros 10 años nos van a pagar anualmente unos siete millones de lempiras en impuestos municipales".

Esta cantidad de impuestos se incrementará después de 10 años de operación, sin contar con otros pagos que ingresaran a la municipalidad.

El cambio es evidente en el ambiente tanto de Santa Ana como de Sanbuenaventura, donde la población comienza a ver el inicio de las obras y con esto la oportunidad de lograr puestos de trabajo como parte de la mano de obra no calificada que requiere el proyecto.

Sumado al pago de los empleados temporales, las comunidades recibirán un importante derrame económico por el movimiento de personas en la zona.

"Estamos viendo cómo están aumentando los restaurantes, la plusvalía está aumentando y existe mucha renta de viviendas y eso es importante para nuestro municipio", dijo Sandres.

Tomado del diario El Heraldo de Honduras

domingo, 12 de diciembre de 2010

Argentina: La Central Nuclear de Embalse estaría varias semanas fuera de servicio

La Central Nuclear de Embalse salió de servicio el martes para la realización de tareas de mantenimiento. Aunque no se dieron precisiones oficiales, se estima que la parada podría demandar varias semanas.

“Se efectuarán tareas específicas en el área nuclear que requieren el reemplazo de tubos de presión de los canales de combustible del núcleo del reactor”, se indicó desde la Central. Hace un mes, La Voz del Interior adelantó que la usina debía salir de servicio, en una parada fuera de la agenda de las que realiza cada año y medio para mantenimiento e inspección de rutina, al haberse detectado que al menos dos de los 380 tubos o canales de combustible del reactor requerían un cambio.

Por razones de seguridad, no debía seguir funcionando sin ese cambio. Según se supo, la empresa canadiense AECL, diseñadora del reactor, planteó por memorándum la necesidad de recambio de esos canales. Las tareas la harán especialistas de la empresa estatal argentina “con soporte técnico” de la firma canadiense. Según se indicó, trabajos similares fueron realizados en 1995.

Por tratarse del corazón del reactor de generación, la tarea no puede realizarse sin paralizar completamente la planta.

La Central de Embalse está a punto de culminar su vida útil, tras 26 años de funcionamiento. Pero están en marcha los trabajos previos para renovar gran parte de sus equipos vitales para prolongar su actividad por otros 25 o 30 años. Entre las tareas para ese reciclaje, figura el recambio integral de los 380 tubos del reactor. La usina genera desde 1984 y aporta con sus 600 megavatios casi el seis por ciento del total de energía que consume el país.

Otra entra a la cancha. Mientras, la central hidroeléctrica Río Grande, también ubicada en el valle de Calamuchita, está nuevamente en marcha, luego de dos meses en los que quedó fuera de servicio debido a serias dificultades provocadas por la inesperada inundación de puntos vitales.

Desde Epec, que opera la planta aunque no despache energía al sistema provincial, se señaló que hace dos semanas se reinició la generación tras subsanarse los problemas ocasionados por el ingreso de agua a la sala de máquinas construida en caverna. De los cuatro transformadores, por ahora dos están en funcionamiento por lo que entrega la mitad de los 700 megavatios que tiene de capacidad. La energía de Río Grande va al sistema interconectado nacional, al igual que la de su cercana Nuclear de Embalse.

La hidroeléctrica de Cerro Pelado es la más grande de Córdoba y tiene la particularidad de que puede generar energía en momentos picos de demanda, y no necesariamente en forma constante.


Tomado del diario La Voz del Interior de Córdoba (Argentina)

sábado, 11 de diciembre de 2010

España: Iberdrola concluye la ampliación de la subestación que abastece al norte de Palencia


Iberdrola ha culminado el proyecto de ampliación de la subestación transformadora Molederos, que se encuentra en el noroeste de la capital palentina, donde ha incorporado un nuevo transformador de 25 megavoltamperios (MVA) con el que ha casi duplicado la capacidad de transformación existente hasta el momento.

Con esta actuación, según un comunicado de la compañía recogido por Europa Press, que ha supuesto una inversión de 900.000 euros, se garantiza y mejora el suministro eléctrico de toda la zona norte de la capital y de las poblaciones próximas.

Esta subestación dispone a partir de ahora de dos transformadores, uno de 10 MVA y el nuevo de 25 MVA, que sustituye a otro de 10 MVA, que transforman la alta tensión - 45 KV - en media tensión -13 KV-. Asimismo, dispone de dos líneas de alta tensión y nueve líneas de media tensión que suministran energía a cerca de 17.000 clientes.

Además, Iberdrola ha realizado mejoras en el embarrado de la subestación, cambiando interruptores de enlace de barras y seccionadores de aislamiento.


Tomado del portal Europapress de España.

viernes, 10 de diciembre de 2010

Introducción a los interruptores diferenciales

Los interruptores diferenciales están destinados a proteger la vida de las personas contra contactos directos accidentales de elementos bajo tensión.

Además protegen a los edificios contra el riesgo de incendios provocados por corrientes de fuga a tierra.

No incluyen ningún tipo de protección contra sobrecargas o cortocircuitos entre fases o entre fase y neutro. El funcionamiento se basa en el principio de que la suma de las corrientes que entran y salen de un punto, da como resultado cero.

Así, en un circuito trifásico, las corrientes que fluyen por las fases se compensarán con la del neutro, sumando, vectorialmente, cero en cada momento. Del mismo modo, en un circuito monofásico la corriente de la fase y la del neutro son en todo momento iguales a menos que haya una falla de aislamiento. En este caso, parte de la corriente fluirá por tierra hacia el generador.

Esa
corriente a tierra, llamada corriente de defecto, será detectada mediante un transformador sumador de corrientes que tiene el interruptor diferencial y desconectará al circuito fallado.

Cuando una persona
toca accidentalmente una parte bajo tensión también produce una corriente a tierra que será detectada por el interruptor diferencial, protegiendo asía la persona. Para comprobar el funcionamiento del interruptor diferencial, el mismo cuenta con un botón de prueba que simula una falla, comprobando todo el mecanismo. El botón de prueba deberá ser accionado periódicamente; por ejemplo cada seis meses.


Características
  • Actuación en forma independiente de la tensión de la red, es decir seguridad intrínseca. La interrupción del conductor neutro o la falta de alguna de las fases en un sistema de distribución trifásico no afectan el correcto funcionamiento del interruptor en los casos de corrientes de fuga a tierra.
  • Contactos totalmente insoldables, lo que garantiza una segura apertura de los contactos en todas las situaciones de servicio. Si una corriente de falla supera la capacidad de ruptura del interruptor diferencial, se interrumpe la vía de corriente sin permitir la soldadura del contacto involucrado.
  • Por su construcción, la sensibilidad del interruptor diferencial aumenta a medida que avanza su desgaste. Llega al final de su vida útil cuando el interruptor ya no permite ser cerrado.
  • El cerrojo del interruptor diferencial es del tipo de "disparador libre". Esto significa que el interruptor actuará por falla, aún con la palanca de accionamiento trabada exteriormente.

Tomado de la Guia técnica para el instalador electricista de Siemens


martes, 7 de diciembre de 2010

Argentina: El hombre que adaptó la energía del Sol a las casas


Un egresado de la facultad de Ingeniería de San Juan, Federico Morán (26), logró el segundo premio académico nacional de ingeniería por una tesis que revela el impacto técnico-económico en el caso de que los usuarios residenciales instalan sistemas de generación fotovoltaica en su casa y vendan el sobrante de energía a la distribuidora.

El trabajo es doblemente importante porque además de dilucidar cuál es el nivel de potencia de instalación de los paneles solares que mejor se adapta a la red eléctrica local -algo que nunca se ha hecho en Argentina-, dio un salto cualitativo para avanzar en el proyecto provincial Solar San Juan, un plan oficial integral de generación eléctrica fotovoltaica que culmina con generar e inyectar este tipo de energía alternativa a la red de distribución eléctrica convencional. Esta provincia tiene como meta hacer punta en energía solar en Argentina, y por eso viene desarrollando el Proyecto Solar que pretende posibilitar la fabricación e inserción de paneles fotovoltaicos a nivel residencial y comercial .

"Insertar la energía solar que produzcan las casas en las redes eléctricas de las empresas distribuidoras representa un desafío técnico y regulatorio. Esta tesis es muy importante porque resolvimos algunas dudas en cuanto al punto de vista técnico, y algunos cálculos del impacto económico", dijo ayer Víctor Doña, doctor ingeniero eléctrico, diputado provincial y uno de los ideólogos del Plan Solar San Juan. Doña fue profesor de Morán y dirigió su tesis de grado junto con su colega Marcos Facchini, ex vice del EPRE.

Morán se recibió de ingeniero eléctrico el 2 de julio pasado y tres meses después presentó su tesis en la 10ª edición del premio Pre Ingeniería del Centro Argentino de Ingeniero (CAI), un ámbito con jurado nacional e internacional que distingue trabajos originales de investigación y desarrollo tecnológico. El sanjuanino resultó ganador del segundo puesto concursando con 35 trabajos de todo el país, de 53 autores correspondientes a 19 facultades. A pesar de haber recibido su galardón en octubre la noticia de esta distinción recién ahora se está difundiendo.

Por estas investigaciones en el campo solar aplicado a la red domiciliaria recibió además hace poco una beca de innovación tecnológica de la Fundación Banco San Juan para poner en marcha una prueba piloto en viviendas del departamento de Caucete. Como los fondos no alcanzan -el primer premio de la beca es por $40.000, e instalar 5 a 6 paneles en el techo de una vivienda cuesta $70.000-, está recibiendo un amplio apoyo oficial de parte de la distribuidora caucetera Decsa, y de la Dirección de Recursos Energéticos para concluir el trabajo, algo que el nuevo profesional calcula que podrá ocurrir en marzo próximo. El plan es seleccionar una casa que permita instalar 5 a 6 paneles fotovoltaicos, a la cual se le colocará una pilastra para medir los excedentes de energía que inyectará a la red como prueba piloto. Se hace en Caucete porque allí la distribuidora es estatal, lo que permite mayor libertad de trabajo que una empresa privada, en momentos en que no existe marco regulatorio para este tipo de energía.

La tesis

El trabajo de este flamante ingeniero sanjuanino revela el dato de la cantidad de potencia que deben tener los paneles solares -entre 1,5 Kw a 2 Kw potencia pico-, para instalar en el techo de una casa del tipo de las que construye el IPV y que generen un sobrante para poder venderselo a la distribuidora, de forma tal que se puedan minimizar las perdidas y optimizar el rendimiento para recuperar la inversión económica. "Lo que hemos logrado obtener son los niveles de potencia de instalación que mejor se adaptan a la red: un equilibrio tal que permite obtener mayores beneficios disminuyendo las pérdidas eléctricas y aumentando los niveles de tensión", explicó ayer Morán. "En un principio proyectamos 3,8 Kw, pero esa potencia no era la óptima porque aumentábamos más las pérdidas y no teníamos mejores rendimientos. Así resultó una potencia instalada de 1,5 aunque estamos pensando en aumentar a 2 para vender más y recuperar rápido la inversión", agregó el ingeniero.

Uno de los objetivos del plan solar en San Juan es que las familias puedan tener sus paneles solares en el techo y durante el día vendan el sobrante de la energía que produzcan a las distribuidoras, a una tarifa diferencial. A la noche, cuando no hay Sol, la familia recibe electricidad tradicional de la distribuidora, que pagará a la tarifa vigente.

"Eso ya existe en Alemania, un país que tiene la menor radiación solar. Allá el usuario recibe por la venta de la energía a la distribuidora una tarifa 4 a 5 veces mayor que lo que ésta le cobra por la energía tradicional. O sea, la distribuidora me vende la electricidad común en 2 y yo le vendo la solar a 10. Es más cara para que el usuario pueda recuperar la inversión, y de esa forma las políticas oficiales impulsan esta energía limpia y alternativa", explicó Morán.

Los gobiernos del mundo se han propuesto avanzar e impulsar energías alternativas y renovables, ante la disminución de los combustibles fósiles y para evitar el calentamiento global. El gobierno de San Juan tiene como meta lograr que en unos años el 5% de su matriz energética sea solar, eólica o cualquier otra alternativa.

Tomado del Diario de Cuyo de San Juan (Argentina).

sábado, 4 de diciembre de 2010

Energía eólica 100% argentina





Este excelente artículo fue tomado del diario argentino La Nación y escrito por Rodrigo Herrera Vegas, co-fundador del muy buen sitio web sustentator.com.

La semana pasada tuve la oportunidad y suerte de conocer junto a otros periodistas y un representante de Greenpeace uno de los mayores emprendimientos en energías renovables que existen actualmente en la Argentina. A través del slogan "Creemos en la Fuerza de la Naturaleza", la empresa IMPSA está dando el ejemplo al apostar por las energías que podrán seguir abasteciendo a futuras generaciones de Argentinos en la era post-petróleo y sin intervenir en el cambio climático.
En la ciudad de Godoy Cruz en Mendoza, IMPSA acondicionó una vieja fábrica en la cuál fabrican todos los componentes necesarios para crear aerogeneradores de hasta 2,1 MW como los que se encuentran en las costas de Dinamarca y que generan el 20 por ciento de la electricidad que requiere el país europeo.
Un molino eólico está constituido por tres componentes principales: la góndola que contiene el generador, las palas que giran con el viento y la torre que permite tener las palas a 90 metros de altura.
En Mendoza se fabrican todos los componentes, en un proceso altamente artesanal que permite crear numerosas fuentes de trabajo. La cáscara de las góndolas están hechas de fibra de vidrio y resina poliéster al igual que las tablas de surf o los cascos de los veleros. La torre de acero y el generador no representan demasiados desafíos dado que en la misma planta se fabrican turbinas hidroeléctricas para varias represas como Tocoma en Venezuela y Bakun en Malasia.
Uno de los puntos que más me impresionó es que los diseños de estas turbinas son creados y probados a escala reducida en Mendoza y compiten internacionalmente con las grandes empresas de Estados Unidos, Alemania y Francia. Al ver la magnitud y complejidad involucradas en las piezas para generación hidroeléctrica, da la sensación que los molinos eólicos son como un pequeño pasatiempo en comparación.
En la fábrica, lo más imponente es ver como se fabrican las tres palas de 39 metros de largo. Estas también se fabrican de fibra de vidrio y resina poliéster dentro de un molde. La única manera de realizarlo es de manera artesanal y según el fraguado de la resina y las capas de fibra, dos palas aparentemente idénticas podrían desbalancear el aerogenerador al punto de destruirlo en pocos segundos.
Cada pala no solo tiene que tener la misma forma y masa sino que su centro de gravedad también debe ser idéntico. Cada una se somete a rigurosas pruebas de calidad y se balancea al final del proceso inyectando bolitas de plomo mezcladas con resina asegurando que se comporten de manera idéntica frente al viento.
Una característica especial de estos aerogeneradores es el concepto Unipower diseñado y desarrollado por IMPSA. Este minimiza la cantidad de piezas móviles al no utilizar cajas multiplicadoras ni anillos rozantes de potencia. Cada aerogenerador al entrar al sistema interconectado nacional lee primero la frecuencia de la red y entra de manera sincrónica aprovechando los avances en electrónica en vez de utilizar piezas mecánicas sujetas a desgaste.
Tras visitar la planta en Mendoza, nos trasladamos al día siguiente a la provincia de La Rioja, más precisamente al parque eólico Arauco, ubicado a menos de 100 kilómetros al norte de la ciudad de La Rioja. Luego de una hora de ruta, aparecieron las 9 extrañas edificaciones en el horizonte. Solamente se podía entender su dimensión al acercarse más y percibir las torres de electricidad insignificantes al lado de los molinos gigantes. El lugar parecía impecablemente elegido al estar ubicado entre dos macizos rocosos orientados de norte a sur. Si bien el viento preponderante es el del sur, no es raro que sople el viento del norte.
El pasillo entre los macizos rocosos crea un efecto Venturi, similar al que se forma si soplamos desde el lado más ancho de un embudo. Aprendí más tarde que si bien los mapas de viento son una gran ayuda para guiar en la elección de la mejor ubicación de un parque eólico, es necesario utilizar sabiduría ancestral como preguntar a los lugareños como es la verdadera intensidad y frecuencia de los vientos. Arauco tiene actualmente nueve aerogeneradores instalados de los cuáles dos están actualmente operativos y se espera que estén 12 generando 25 MW antes de fin de año.
El parque pertenece a una sociedad formada entre el gobierno de la provincia de La Rioja, con un 75 por ciento, y ENARSA, con el 25 por ciento restante. Se prevé una segunda etapa que lleve la potencia a 50 MW, y el lugar tiene una potencia teórica que puede alcanzar a los 300 MW.
La emoción fuerte de la visita al parque es subirse a la góndola a 85 metros de altura. Antes de subir, a cada persona se mide la presión y se lo equipa con un sofisticado arnés. La mayoría del viaje dentro del tubo de acero se hizo con un ascensor en el que caben dos personas. El ingreso a la sección superior se completa con un trayecto de escaleras, enganchado a un riel con un arnés como medida de seguridad ante posibles desmayos o accidentes. Asomarme por una de las compuertas, al menos en mi caso personal, me provocó mucho vértigo los primeros minutos. La vista era asombrosa, destacando los otros 11 aerogeneradores perfectamente alineado dentro del paisaje desértico. Las palas al lado mío giraban de manera casi imperceptible dado que la máquina se coloca en "posición de bandera" durante las visitas. Igualmente se percibía una leve oscilación que un tubo de 85 metros de largo tiene en su extremo superior.
Esperemos que Arauco sea sólo el primero de una larga lista de emprendimientos eólicos . Los aerogeneradores producen electricidad 100 por ciento limpia, y gozan de un período de repago energético de solamente 6 meses. Esto significa que en 6 meses de funcionamiento generan toda la energía que fue necesaria para su fabricación, a diferencia de los paneles solares fotovoltaicos, que demandan un lapso de dos años para cumplir con dicha meta. Como muchos saben, las condiciones de la Argentina para la energía eólica son de las mejores del mundo y abastecer 20 por ciento de la demanda de energía eléctrica como lo hace Dinamarca es una meta razonable a mediano plazo. Dada la imprevisibilidad de los vientos, no se puede aumentar mucho más ese porcentaje, pero una mezcla con centrales hidroeléctricas y nucleares crearía una iniciativa muy sólida para cumplir nuestra parte frente a la emergencia más inmediata que es la del cambio climático.

viernes, 3 de diciembre de 2010

México: CFE abre debate sobre energía nuclear

La opción nuclear se perfila como una alternativa real para el sector eléctrico mexicano, debido a su desarrollo tecnológico, dijo Alfredo Elías Ayub, director General de Comisión Federal de Electricidad (CFE).

Al comparecer ante la Comisión de Energía de la Cámara de Senadores, afirmó que es una fuente de generación limpia que contribuiría a la lucha contra el cambio climático.

Ante el hecho, el funcionario y los legisladores acordaron discutir la opción nuclear como una alternativa de crecimiento para la capacidad de generación eléctrica del país, motivo por el que tendrán más reuniones para tratar el tema.

Ante los legisladores miembros de la Comisión, que preside el senador Francisco Labastida Ochoa, Elías Ayub argumentó que las próximas semanas discutirá este mismo planteamiento con distintas instancias del Poder Ejecutivo Federal.

Expresó que ya es necesario definir la forma en que crecerá el sector eléctrico durante los siguientes años, pues esto garantizaría el suministro del fluido que requerirá México para su desarrollo económico y la generación de empleos.

Tomado del portal CNNExpansión.com


martes, 30 de noviembre de 2010

Geotermia: España desaprovecha el calor que almacena la tierra

La tarifa de la luz se ha incrementado consecutivamente estos últimos cinco años. La última vez, el pasado mes de octubre, cuando subió un 4,8 por ciento. Y previsiblemente seguirá en esta línea de precio ascendente en los años venideros. Una medida para evitar que el bolsillo se resienta más aún si cabe es utilizar una renovable para reducir la factura de la electricidad. Y la única que al menos hoy funciona las 24 horas del día y los 365 días del año es la geotermia. Una fuente que aprovecha la energía almacenada en forma de calor bajo la superficie de la tierra para producir electricidad o calefacción.

Hay de diversos tipos, y para muy diferentes fines. Así, mientras los de alta y media temperatura se utilizan para producir energía eléctrica, los de baja temperatura (los que se usan en el hogar), permiten aprovechar el calor del subsuelo para calentar y refrigerar la casa, según sea invierno o verano. El funcionamiento es sencillo, ahora con la llegada del frío, el calor del suelo se traslada al interior de la vivienda gracias a un circuito de intercambio de calor y una bomba de calor. En verano, el proceso es a la inversa.

Lógicamente, conlleva una inversión, pero ésta se amortizará antes de los 10 años. «No vamos a ocultar una realidad. La generación mediante geotermia es mucho más cara que colocar una caldera. Las perforaciones tienen un precio por las dificultades de perforar, introducir una sonda, rellenar con mortero especial etc. Es como si el gas cobrara de una vez el coste de la canalización hasta una vivienda. Pero la realidad es que esas perforaciones van a proporcionar, en una instalación perfectamente diseñada, el 75 por ciento de la energía que demandará la vivienda toda su vida útil, y el precio será fijo porque se paga el día inicial. Cuándo se amortizará dependerá del combustible con el que se compare y el uso que le demos al sistema», explica Carlos Pérez-Nievas, director de Expansión del Grupo Visiona.

La inversión también depende de si es anterior a la edificación o si se va a hacer después, si es un edificio de apartamentos, etcétera. Por ejemplo, una instalación geotérmica tipo para una vivienda de 150 metros cuadrados útiles, con un nivel de aislamiento térmico que cumpla, como mínimo, los valores exigidos por el Código Técnico de Edificación y que permita cubir las necesidades de calefacción, refrigeración y agua caliente sanitaria tendría un coste medio de unos 18.000 o 20.000 euros si contara con un intercambiador térmico mediante perforaciones verticales profundas, y de unos 15.000 y 17.000 euros contando con un intercambiador térmico mediante lazos horizontales a poca profundidad», detalla Bartomeu Casals, de Geotics Innova.

Amortización

La amortización de la inversión dependerá de los precios de los combustibles a los que sustituyen. «La amortización de una instalación en una vivienda con los precios actuales de los combustibles alternativos está alrededor de los cinco años, unas instalaciones se amortizan antes y otras después, pero más o menos ése es el período general», aseguran desde la sección de Geotérmica de la Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA). Similar opinión tiene desde el Consejo Europeo de Energía Geotérmica (EGEC). «Para una vivienda se amortizaría entre cinco y diez años, según los incentivos», asegura Philippe Dumas, responsable de EGEC.

Más positivo resulta Miguel Ferrer, del Grupo Sapje. «Su instalación es un 20 por ciento más cara en su inversión inicial que una convencional, y su tasa de retorno o de amortización está en unos cuatro años aproximadamente», asegura. Para Casals, en cambio, el gasto «se amortizaría a los 5 o 7 años». Lo dicho, esto depende de múltiples factores.

Pero a pesar de la utilidad de esta renovable y del potencial energético que hay en el subsuelo del país, España suspende en el empleo de esta fuente. En la actualidad se estima que «para la climatización y producción de agua caliente sanitaria hay sólo unos 150 megavatios térmicos (MWt) instalados, aunque no se sabe oficialmente, ya que no existe un registro oficial en España», estiman desde la sección de Geotérmica de APPA. Y aunque pueda parecer una estimación muy pesimista, más lo es, entonces, la de la Asociación Geotérmica Internacional, que habla de 22,3 MWt. Es decir, en cualquier caso nada o prácticamente nada en comparación con los combustibles alternativos (petróleo y gas natural). Y eléctricos menos aún. «No hay ningún MW eléctrico instalado en este momento en España, la geotermia de alta entalpía (es la que aprovecha el calor superior a 150 ºC) comenzará a instalarse en un par de años», añaden desde APPA Geotérmica. Y por potencial no será. España podría producir 1.050 MW eléctricos y generar 750 MW de calor en los próximos diez años, según un estudio publicado por APPA.

Situación en el mundo

En el caso de la UE, en la actualidad hay 0,9 gigavatios (GW) instalados y 8 GW térmicos. Una realidad creciente, pero que sigue sin destacar frente a la potencia mundial: 10,7 GW y 50,6 GW de calor.

Unos datos que en cualquier caso denotan que esta fuente está completamente desaprovechada a nivel internacional. Puesto que sólo con «el 1 por ciento de los recursos geotérmicos del planeta sería suficiente para cubrir todas las necesidades de energía durante los próximos 3.500 años», concluyen desde la sección de APPA Geotérmica.

Adiós a los greens de los campos de golf helados

Climatización de viviendas, de bodegas y ahora también de campos de golf. El novedoso sistema patentado por el Grupo Sapje consiste en utilizar la energía geotérmica para los greens de los campos de golf con el fin de mantener la calidad de la superficie del césped, incluso con una climatología adversa, como las heladas en invierno o un exceso de calor en verano.

En el proyecto de Investigación, Desarrollo e innovación (I+D+i) colabora Rioja Alta Golf Club, un campo ubicado en Cirueña. El objetivo del proyecto Geogolf es utilizar las instalaciones como un laboratorio que permita comparar las temperaturas, la calidad del green, etcétera.

El proyecto cuenta con varias fases. Tal y como explican desde Sapje, se instalarán sensores de temperatura a lo largo de toda la superficie del green, a distintas profundidades hasta un máximo de 50 centímetros con el fin de conseguir datos que permitan realizar la modelización del mismo. Estos sensores se instalarán en tres greens. En uno de ellos se pondrá el sistema geotérmico. En él se harán unos pozos que permitirán transmitir el calor del subsuelo. Para ello, utilizarán bombas de circulación e intercambiadores de placas, que permitirán el calentamiento del subsuelo en invierno, y refrescar el green en verano. De este modo, a través de una red de conductos la zona tendrá una especie de «suelo radiante».

Una investigación pionera que si llega a buen puerto será de gran utilidad , ya que por lógica, también evitará que el green se seque demasiado en verano y por ende, que necesite menos agua.

Vea el fútbol o una película sin pasar frío ni calor

Dentro del mobiliario urbano climatizado gracias a la energía geotérmica, una de las novedades es la utilización de esta energía renovable para calentar o enfriar las gradas, los banquillos, los asientos de cines, de salas de teatro, etcétera.

En el laboratorio de investigación Enelterra, en La Rioja, el equipo de expertos ha desarrollado una línea de mobiliario deportivo que se atempera gracias a la geotermia. Llamada «sporthot» esta línea se emplea para aplicaciones más específicas que el mobiliario urbano. Pero el sistema de funcionamiento es prácticamente el mismo. Sólo se necesitan realizar unas perforaciones en el terreno, donde se instalarán los intercambiadores que permitirán trasladar el frío o el calor, según sea invierno o verano. Además, serán necesarios unos colectores y unas bombas de calor, que permitirán precisamente ese intercambio de temperatura. Las gradas tendrán un circuito de agua que gracias a la geotermia se programará para 40 ºC en invierno y 18 ºC en verano. Esta línea de mobiliario deportivo climatizado también se puede conseguir con energía solar o con otras fuentes convencionales.

Calentitos en el metro

Obtener calor y frío del subsuelo, según sea invierno o verano, para climatizar los andenes del metro ya es realidad. Al menos en la estación madrileña de Pacífico, donde en el mes de octubre del pasado año instalaron una estación geotérmica dotada con 120 kilovatios (kW) de potencia. Gracias a ella, Metro de Madrid ahorrará al año un 75 por ciento de la energía que sería necesaria para climatizar los andenes de la línea 1, los cuartos técnicos y los tres locales comerciales de Pacífico. Además, esta energía renovable reduce en un 50 por ciento las emisiones de dióxido de carbono (CO2). Y al no requerir ventiladores, se elimina el ruido al exterior que antes se generaba. Con esta medida, promovida por la Consejería de Transportes e Infraestructuras de la Comunidad de Madrid, la estación de Pacífico se convertía en la primera del metro de la región y del país en utilizar la geotermia. Para su funcionamiento, este sistema geotérmico está dotado de un intercambiador de calor, formado por un bucle cerrado con 32 tubos, y unas bombas de calor, que en invierno absorben el calor del subsuelo y lo transmiten a la superficie (en este caso, del metro). En verano, es a la inversa. A través del intercambiador de calor se van los grados de más, permitiendo así las refrigeración de las instalaciones de la estación. Para esta iniciativa, se han invertido 700.000 euros.


Tomado del diario La Razón de España.

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