cpd junio 12

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INGENIERO INDUSTRIAL

DISEÑO DE UNA PLANTA DE

COGENERACIÓN PARA UN CENTRO DE

PROCESADO DE DATOS EFICIENTE

Autor: Miguel Canga Alameda Directores: Enrique Díaz-Plaza Sanz y Francisco González Hierro

Junio 2012

AUTORIZACIÓN PARA LA DIGITALIZACIÓN, DEPÓSITO Y DIVULGACIÓN EN ACCESO ABIERTO (

RESTRINGIDO) DE DOCUMENTACIÓN

1º. Declaración de la autoría y acreditación de la misma.

El autor D. _____________________________________ , como _______________ de la

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS (COMILLAS), DECLARA que es el titular de los derechos de

propiedad intelectual, objeto de la presente cesión, en relación con la obra

__________________________________________________________________________________

___________________________________________________1, que ésta es una obra original, y que

ostenta la condición de autor en el sentido que otorga la Ley de Propiedad Intelectual como titular

único o cotitular de la obra.

En caso de ser cotitular, el autor (firmante) declara asimismo que cuenta con el consentimiento de

los restantes titulares para hacer la presente cesión. En caso de previa cesión a terceros de derechos

de explotación de la obra, el autor declara que tiene la oportuna autorización de dichos titulares de

derechos a los fines de esta cesión o bien que retiene la facultad de ceder estos derechos en la forma

prevista en la presente cesión y así lo acredita.

2º. Objeto y fines de la cesión.

Con el fin de dar la máxima difusión a la obra citada a través del Repositorio institucional de la

Universidad y hacer posible su utilización de forma libre y gratuita ( con las limitaciones que más

adelante se detallan) por todos los usuarios del repositorio y del portal e-ciencia, el autor CEDE a la

Universidad Pontificia Comillas de forma gratuita y no exclusiva, por el máximo plazo legal y con

ámbito universal, los derechos de digitalización, de archivo, de reproducción, de distribución, de

comunicación pública, incluido el derecho de puesta a disposición electrónica, tal y como se

describen en la Ley de Propiedad Intelectual. El derecho de transformación se cede a los únicos

efectos de lo dispuesto en la letra (a) del apartado siguiente.

3º. Condiciones de la cesión.

Sin perjuicio de la titularidad de la obra, que sigue correspondiendo a su autor, la cesión de derechos

contemplada en esta licencia, el repositorio institucional podrá:

(a) Transformarla para adaptarla a cualquier tecnología susceptible de incorporarla a internet;

realizar adaptaciones para hacer posible la utilización de la obra en formatos electrónicos, así como

incorporar metadatos para realizar el registro de la obra e incorporar “marcas de agua” o cualquier

otro sistema de seguridad o de protección.

1 Especificar si es una tesis doctoral, proyecto fin de carrera, proyecto fin de Máster o cualquier otro trabajo que

deba ser objeto de evaluación académica

(b) Reproducirla en un soporte digital para su incorporación a una base de datos electrónica,

incluyendo el derecho de reproducir y almacenar la obra en servidores, a los efectos de garantizar su

seguridad, conservación y preservar el formato. .

(c) Comunicarla y ponerla a disposición del público a través de un archivo abierto institucional,

accesible de modo libre y gratuito a través de internet.2

(d) Distribuir copias electrónicas de la obra a los usuarios en un soporte digital. 3

4º. Derechos del autor.

El autor, en tanto que titular de una obra que cede con carácter no exclusivo a la Universidad por

medio de su registro en el Repositorio Institucional tiene derecho a:

a) A que la Universidad identifique claramente su nombre como el autor o propietario de los

derechos del documento.

b) Comunicar y dar publicidad a la obra en la versión que ceda y en otras posteriores a través de

cualquier medio.

c) Solicitar la retirada de la obra del repositorio por causa justificada. A tal fin deberá ponerse en

contacto con el vicerrector/a de investigación ([email protected]).

d) Autorizar expresamente a COMILLAS para, en su caso, realizar los trámites necesarios para la

obtención del ISBN.

d) Recibir notificación fehaciente de cualquier reclamación que puedan formular terceras personas

en relación con la obra y, en particular, de reclamaciones relativas a los derechos de propiedad

intelectual sobre ella.

5º. Deberes del autor.

El autor se compromete a:

a) Garantizar que el compromiso que adquiere mediante el presente escrito no infringe ningún

derecho de terceros, ya sean de propiedad industrial, intelectual o cualquier otro.

b) Garantizar que el contenido de las obras no atenta contra los derechos al honor, a la intimidad y a

la imagen de terceros.

2 En el supuesto de que el autor opte por el acceso restringido, este apartado quedaría redactado en los

siguientes términos:

(c) Comunicarla y ponerla a disposición del público a través de un archivo institucional, accesible de modo

restringido, en los términos previstos en el Reglamento del Repositorio Institucional

3 En el supuesto de que el autor opte por el acceso restringido, este apartado quedaría eliminado.

c) Asumir toda reclamación o responsabilidad, incluyendo las indemnizaciones por daños, que

pudieran ejercitarse contra la Universidad por terceros que vieran infringidos sus derechos e

intereses a causa de la cesión.

d) Asumir la responsabilidad en el caso de que las instituciones fueran condenadas por infracción de

derechos derivada de las obras objeto de la cesión.

6º. Fines y funcionamiento del Repositorio Institucional.

La obra se pondrá a disposición de los usuarios para que hagan de ella un uso justo y respetuoso con

los derechos del autor, según lo permitido por la legislación aplicable, y con fines de estudio,

investigación, o cualquier otro fin lícito. Con dicha finalidad, la Universidad asume los siguientes

deberes y se reserva las siguientes facultades:

a) Deberes del repositorio Institucional:

- La Universidad informará a los usuarios del archivo sobre los usos permitidos, y no garantiza ni

asume responsabilidad alguna por otras formas en que los usuarios hagan un uso posterior de las

obras no conforme con la legislación vigente. El uso posterior, más allá de la copia privada, requerirá

que se cite la fuente y se reconozca la autoría, que no se obtenga beneficio comercial, y que no se

realicen obras derivadas.

- La Universidad no revisará el contenido de las obras, que en todo caso permanecerá bajo la

responsabilidad exclusiva del autor y no estará obligada a ejercitar acciones legales en nombre del

autor en el supuesto de infracciones a derechos de propiedad intelectual derivados del depósito y

archivo de las obras. El autor renuncia a cualquier reclamación frente a la Universidad por las formas

no ajustadas a la legislación vigente en que los usuarios hagan uso de las obras.

- La Universidad adoptará las medidas necesarias para la preservación de la obra en un futuro.

b) Derechos que se reserva el Repositorio institucional respecto de las obras en él registradas:

- retirar la obra, previa notificación al autor, en supuestos suficientemente justificados, o en caso de

reclamaciones de terceros.

Madrid, a ……….. de …………………………... de ……….

ACEPTA

Fdo……………………………………………………………

Autorización

Autorizada la entrega del proyecto del alumno:

Miguel Canga Alameda

DIRECTORES DEL PROYECTO:

Fdo: Enrique Díaz-Plaza Sanz. Fecha: ….. /….. /…..

Fdo: Francisco González Hierro. Fecha: ….. /….. /…..

Vº Bº del Coordinador de Proyectos:

Fdo: José Ignacio Linares Hurtado. Fecha: ….. /….. /…..

Resumen

DISEÑO DE UNA PLANTA DE COGENERACIÓN PARA ALIMENTAR UN CENTRO DE PROCESADO DE DATOS EFICIENTE.

Autor: Miguel Canga Alameda

Directores: Enrique Díaz-Plaza Sanz

Francisco González Hierro Coordinador de proyectos:

José Ignacio Linares Hurtado.

RESUMEN DEL PROYECTO.

En los últimos años, la preocupación por el ahorro y la eficiencia energética ha tomado cada vez mayor importancia. Esta inquietud se refleja en diferentes sectores, entre los que destaca la industria de las Tecnologías de la Información y Comunicación, en adelante TIC. Su doble papel de contribuir al incremento de la huella de carbono, o “carbon footprint”, debido al importante aumento de las emisiones esperadas para el sector en los próximos años, y de ser al mismo tiempo uno de los mecanismos para la atenuación del cambio climático, hace que surja la idea de convertir a las TIC en “Green TIC”.

Se calcula que las TIC contribuyen entre un 2% y 3% a las emisiones totales de gases de efecto invernadero y se prevé que este porcentaje aumente en los próximos años debido a su generalización. La fuente principal de las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes del sector de las TIC se debe fundamentalmente al consumo de energía necesario para su funcionamiento. Esta contribución de las TIC a las emisiones de CO2

proviene de los diferentes entornos de operación:

infraestructuras de telecomunicaciones y dispositivos;

centros de procesado de datos;

y ordenadores personales y periféricos. La preocupación sobre el impacto de las TIC en el medio ambiente no radica en su contribución actual, si no en el importante aumento previsto en los próximos años, con un fuerte ritmo de crecimiento, que podría ser de hasta un 6% en 2020. El uso de internet crece exponencialmente, y los negocios y las empresas hacen cada vez más uso de las TIC para proporcionar mayor valor añadido a sus clientes. Este crecimiento explosivo de la demanda de las TIC se corresponde con un significativo incremento del uso de servidores y equipos de almacenaje de información, por lo que los CPD están viendo considerablemente incrementado el ritmo de crecimiento de su consumo de energía (hoy en día mayor que el que presenta casi cualquier industria). Por este motivo, muchas agencias reguladoras, gobiernos y empresas tienen este aspecto en su punto de mira.

Resumen

La preocupación acerca de la eficiencia energética de los CPD tomó especial relevancia el 2 de agosto de 2007, cuando la U.S. Environmental Protection Agency (EPA), en el marco del Energy Star Program, publicó el documento titulado: “Report to Congress on Server and Data Center Energy Efficiency”. El informe indicaba que “el consumo de energía de los servidores y CPD de Estados Unidos en 2006 duplicaba la cantidad de electricidad consumida para este mismo propósito en el año 2000”. En este Estudio EPA se preveía que la demanda eléctrica de los CPD aumentaría desde los 61 billones de kWh en 2006 hasta más de 107 billones de kWh en 2011, si no se tomaban medidas que mejoraran la eficiencia de los procesos. A su vez, la EPA aseguraba que la demanda eléctrica de 2011 se podía reducir hasta en un 70% mediante el uso de tecnologías y prácticas más eficientes. Por ejemplo, la utilización de los servidores rara vez supera el 6% de su capacidad y los sistemas de refrigeración operan al 50% de sus posibilidades. Por tanto, las tendencias son claras. La población mundial sigue aumentando, continúa la expansión de ciertos mercados en crecimiento y cada día más aspectos de nuestra vida están conectando digitalmente. Esto significa que cada vez hay más dispositivos interconectados a nuestro alrededor, generando datos que han de ser agrupados, almacenados y analizados, y por tanto la demanda de procesamiento de éstos seguirá creciendo. A ello hay que añadir la creciente preocupación por el medio ambiente y las nuevas regulaciones gubernamentales, que están cambiando el enfoque de los mercados y acrecentando la importancia del término “green”. De esta manera, un “green data center”, es un CPD que ha reducido su impacto medioambiental y coste en comparación con los CPD tradicionales. No obstante, hay que mencionar que el concepto “green” hace referencia, al mismo tiempo, a dos perspectivas diferentes: la económica y la medioambiental, pues estas mejoras también abaratan significativamente el funcionamiento del CPD. Sin embargo, no sólo es posible reducir el consumo de energía del CPD, también se puede reducir su huella de carbono haciendo uso de fuentes de energía más ecológicas y sostenibles. En este aspecto, la integración de fuentes de energía renovables para el suministro de electricidad como la solar, eólica, hidráulica, geotérmica o incluso sistemas de cogeneración con biomasa, es una forma eficaz de reducir la dependencia de los combustibles fósiles. Por otro lado, la energía más valiosa a día de hoy es, realmente, la energía no utilizada, acuñada con el nombre de "negawatt". Cada vez más, la eficiencia energética se está convirtiendo en la forma menos costosa y más rápida de satisfacer la creciente demanda mundial de energía y reducir, al mismo tiempo, el impacto global sobre el medio ambiente. De aquí nace la motivación de este proyecto, optimizar la eficiencia energética de un CPD y fomentar el uso de las energías renovables hasta el punto de poder adaptarlas a aplicaciones de pequeña escala, con lo que se reduce el uso de combustibles fósiles y emisiones de gases contaminantes a la atmósfera y se contribuye a un desarrollo sostenible.

Resumen

En el proyecto se identifican las oportunidades para la mejora de la eficiencia energética del CPD, alguna de las cuales se ponen en práctica en el diseño virtual del mismo, y se diseña una planta de cogeneración que, en caso de materializarse, contribuirá al desarrollo y operación de un CPD eficiente integrado en una SmartCity, y demostrará la versatilidad y potencial existente en la producción conjunta de electricidad y calor.

El diseño realizado parte de la situación actual del CPD de la SmartCity de Málaga. Puesto que el proyecto malagueño se encuentra todavía en fase de desarrollo, se han extrapolado las necesidades actuales a las que tendría el CPD que daría cobertura al conjunto de la SmartCity una vez terminada. Con estos datos, se propone el diseño del CPD atendiendo a medidas de eficiencia energética y se comienza el diseño de la planta de cogeneración con la finalidad de cubrir las necesidades de refrigeración del CPD. Para ello, el calor generado en la combustión del gas natural se envía a una máquina de absorción que producirá agua fría y, por medio de un intercambiador de calor estándar o un fan coil, enfriará el aire que se impulsa a la sala del CPD. Por otro lado, el motor de la planta de cogeneración moverá un alternador con el que se generará energía eléctrica. Ésta podrá venderse a la red, acogiéndose al sistema de ayudas al régimen especial, o al dueño del CPD, como si de una planta de generación distribuida se tratase.

Una vez finalizado el diseño y dimensionamiento de los componentes de la planta se realiza un análisis de viabilidad económica con el que se concluye positiva la rentabilidad de la inversión, incluso sin la subvención del Estado.

Summary

DESIGN OF A COGENERATION PLANT TO POWER AN EFFICIENT DATA CENTER.

Author: Miguel Canga Alameda

Directors: Enrique Díaz-Plaza Sanz

Francisco González Hierro Project coordinator:

José Ignacio Linares Hurtado.

PROJECT SUMMARY.

In the last years, concern about energy efficiency and electricity saving has become more relevant. This aspect is reflected in many different sectors, such as Information and Communication Technology or ICT, due to their important role in contributing to increased carbon footprint and polluting gas emissions in future years. But also because they are one of the main mechanisms for climate change mitigation, which raises the idea of making ICT, "Green ICT". It is estimated that ICTs contribute between 2% and 3% to the total emissions of greenhouse gases and it is expected that this percentage will increase in coming years because of its generalization, according with the Green ITC Study. The main source of emissions of greenhouse gases from the ICT sector is the energy required for its operation. This contribution comes from the different operating areas:

telecommunications infrastructure and devices;

data centers;

and personal computers and peripherals. Biggest concerns about the environmental impact of ICTs are not its current contribution, but its expected significant increase in the coming years that could get 6% in 2020.

Internet use is growing dramatically, and businesses and firms use more intensely ICT to provide greater value to its customers. This explosive growth in demand for ICT involves a significant increase in the use of servers and information storage, so data centers are experimenting significant increases in the rate of growth of energy consumption (nowadays greater than almost any industry). For this reason, many regulatory agencies, governments and companies are appointing to this factor. Concerns about data center energy efficiency became particularly evident on August 2, 2007, when the U.S. Environmental Protection Agency (EPA), within the Energy Star Program, released the document entitled “Report to Congress on Server and Data Center Energy Efficiency“. This report indicates that “The energy use of the nation’s servers and data centers in 2006 is estimated to be more than double the electricity that was consumed for this purpose in

Summary

2000.” The EPA study also projected that, given the efficiency trends at that time, data center electricity demand was likely to grow from 61 billion kWh in 2006 to over 107 billion kWh in 2011 in the absence of accelerated efficiency improvement. In addition to that, the EPA study projected that 2011 electricity demand could be reduced by as much as 70% through adoption of energy efficient technologies and operating practices. For instance, the server utilization rarely exceeds 6% of its capacity and cooling systems usually operate at 50% of its potential. Therefore, trends are clear. World population continues to increase, it continues the expansion of certain markets in growth and each day more aspects of our lives are digitally connected. That means more and more interconnected devices around us, generating data that must be grouped, stored and analyzed; consequently processing demands will continue to grow. It must be added the growing concern for the environment and new government regulations that are changing the focus of markets and increasing the importance of the "green" term. By this way, a “green data center” is a data center that has reduced its environmental impact and cost relative to standard data centers. However, the concept of “green” is as much about economics as it is about the environment, as these improvements also significantly reduces the costs of running a data center. However, it is not only possible to reduce the energy consumption of a data center. Also it can be reduced their carbon footprint by using greener energy and sustainable sources. In this respect, the integration of renewable energy sources for the supply of electricity such as solar, wind, hydro, geothermal or biomass cogeneration systems is an effective way of reducing dependence on fossil fuels. On the other hand, today the most valuable form of energy is actually the energy not used, the so-called “negawatt.” Energy efficiency is rapidly becoming recognized as the least expensive and quickest way for the world to meet its growing demand for energy while reducing overall impact on the environment. Here arises the motivation of this project, optimize the energy efficiency of a data center and promote the use of renewable energy sources to the point of being able to adapt them to small-scale applications. And also reducing fossil fuel consumption and polluting gases emissions into the atmosphere, so contributing to a sustainable development. This project identifies several opportunities for improving the energy efficiency of a data center, some of them are put in practice with a virtual design. In addition, a cogeneration plant is designed that, if realized, will contribute to the development and efficient operation of a data center integrated in a SmartCity, and will demonstrate the versatility and potential of the combined production of electricity and heat. The design project starts from the current situation of the data center located in the SmartCity Malaga. Since this huge project is still in development phase, current needs of the data center have been extrapolated to the ones that will have the data center that would cover the whole SmartCity when completed. With these data, an energy efficient design of a

Summary

data center is proposed, but also the design of the cogeneration plant is started in order to meet the cooling requirements of the “big data center”. To this end, the heat generated in the combustion of natural gas is sent to an absorption chiller that will convert the exhaust gases in a stream of refrigerated air. Furthermore, the engine of the cogeneration plant will move an alternator which will generate electricity. This last one may be sold to the net under the system of aids available for the special regime or to the data center owner, as if it was a distributed generation plant. Once the design and sizing of the components of the plant, an analysis of economic viability is done, which finally concludes a positive return on investment, even without counting with the state subsidy.

Diseño de un Centro de Procesado de Datos eficiente

Miguel Canga Alameda Índice.- 1

INDICE

1. Introducción. ...................................................................................................................................... 7

1.1. La importancia de la sostenibilidad energética. ..................................................................... 7

1.2. Estado de la cuestión. ............................................................................................................ 9

1.3. Motivación............................................................................................................................ 12

1.4. Objetivos del proyecto. ........................................................................................................ 14

2. Descripción de las tecnologías. Estado de la técnica. ...................................................................... 17

2.1. Definición de un CPD. ........................................................................................................... 17

2.2. La problemática de los CPD. ................................................................................................. 17 2.2.1. Administrar el creciente coste de la energía: ................................................................. 19

2.2.2. Falta de capacidad de suministro eléctrico adicional:.................................................... 19

2.2.3. Falta de capacidad de refrigeración: .............................................................................. 19

2.2.4. Imposibilidad de ampliación, por falta de espacio físico: .............................................. 19

2.3. Un CPD eficiente o “green”. ................................................................................................. 19

2.4. Consumos en un CPD convencional: .................................................................................... 20

2.5. Un CPD convencional. .......................................................................................................... 22 2.5.1. El entorno del CPD. ......................................................................................................... 22

2.5.2. Modelización de instalaciones de suelo elevado por ordenador. .................................. 23

2.5.3. El proceso de refrigeración en el CPD. .......................................................................... 24

2.5.4. Reducción de las necesidades de refrigeración. ............................................................ 28

2.5.5. Mejora de la infraestructura física. ................................................................................ 30

2.5.6. Gestión del flujo de aire. ................................................................................................ 31

2.5.7. Aislamiento del CPD. ...................................................................................................... 35

2.5.8. Canalización del flujo de aire. ......................................................................................... 37

2.5.9. Equipos de refrigeración localizada. Refrigeración líquida. ........................................... 40

2.5.10. Evacuación del calor: los refrigeradores. ..................................................................... 42

2.5.11. Tipos de refrigeradores. ............................................................................................... 42

2.5.12. Bombas regulables. ...................................................................................................... 43

2.5.13. Economizadores que permiten el uso del “free cooling”. ........................................... 43

2.6. Legislación vigente. .............................................................................................................. 44 2.6.1. Unión Europea. ............................................................................................................... 44

2.6.2. EEUU ............................................................................................................................... 48

2.7. Virtualización y consolidación de servidores. ...................................................................... 54 2.7.1. Introducción ................................................................................................................... 54

2.7.2. Consolidación. ................................................................................................................ 54

2.7.3. Virtualización. ................................................................................................................. 55

2.8. Best Practices. ...................................................................................................................... 56 2.8.1. Introducción. .................................................................................................................. 56



2.8.2. Sistemas modulares de suministro de energía y refrigeración. ..................................... 57

2.8.3. CPD con refrigeración líquida. ........................................................................................ 59

2.8.4. Mejoras arquitectónicas para mejorar la eficiencia de un CPD. .................................... 60

2.8.5. Algoritmos que maximizan el rendimiento de los procesadores sin sobrepasar una

temperatura límite. ....................................................................................................... 60

2.8.6. Análisis de eficiencia energética de procesadores multi-core. ...................................... 60

2.8.7. Alimentación del CPD en alta tensión de corriente continua. ....................................... 60

2.8.8. Green Internet. ............................................................................................................... 61

2.9. Cloud Computing. ................................................................................................................. 61 2.9.1. Introducción. .................................................................................................................. 61

2.9.2. Las cualidades del cloud computing: .............................................................................. 63

2.9.3. Características específicas del cloud computing. ........................................................... 63

2.9.4. Requisitos fundamentales del cloud computing. ........................................................... 63

2.9.5. Tipos de servicios cloud. ................................................................................................. 64

2.10. Cogeneración........................................................................................................................ 66 2.10.1. Concepto. .................................................................................................................... 66

2.10.2. Producciones y potencia instalada en España. ............................................................ 67

2.10.3. Situación en la Unión Europea. .................................................................................... 68

2.10.4. Previsión de crecimiento según diferentes escenarios. .............................................. 69

2.10.5. Configuraciones ........................................................................................................... 70

2.10.6. Máquinas de absorción. ............................................................................................... 71

2.10.7. Generadores eléctricos. ............................................................................................... 73

2.10.8. Previsión a futuro del uso de las tecnologías. ............................................................. 74

2.10.9. Configuraciones posibles. ............................................................................................ 75

2.10.10. Otros generadores eléctricos. ................................................................................. 76

2.10.11. Riesgos y oportunidades de la cogeneración. ......................................................... 77

2.10.12. Metodología para el diseño. .................................................................................... 79

2.10.13. Cogeneración aplicada a un CPD: ............................................................................ 79

2.11. Smartcities. ........................................................................................................................... 81 2.11.1. Definición. .................................................................................................................... 81

2.11.2. Justificación. ................................................................................................................. 81

2.11.3. Smartgrids y “edificios inteligentes”. ........................................................................... 85

2.11.4. Programas e iniciativas europeas. ............................................................................... 86

2.11.5. SmartCity Málaga ......................................................................................................... 87

2.11.6. Objetivos. ..................................................................................................................... 88

2.11.7. Alcance del proyecto:................................................................................................... 89

2.11.8. Datos relevantes de la SmartCity Málaga. ................................................................... 90

2.11.9. Alcance de la colaboración de IBM: ............................................................................. 91

3. Diseño. .............................................................................................................................................. 93



3.1. Descripción del caso práctico. .............................................................................................. 93

3.2. Justificación de la tecnología empleada. .............................................................................. 94

3.3. Datos de partida y cálculo de las necesidades de refrigeración. ......................................... 94 3.3.1. Ubicación. ....................................................................................................................... 94

3.3.2. El CPD actual. .................................................................................................................. 96

3.3.3. Estimación del CPD objeto de diseño. ............................................................................ 98

3.3.4. Cálculo de las necesidades de refrigeración................................................................. 100

3.3.5. Comparativa de los dos CPD. ........................................................................................ 101

3.4. Diseño del CPD eficiente. Configuración “un pasillo frío y un pasillo caliente”. ................ 104

3.5. Cálculo de la potencia del motor o turbina a emplear en la planta de cogeneración. ...... 106

3.6. Estudio de diversas alternativas. ........................................................................................ 108 3.6.1. Criterios de selección tecnológica. ............................................................................... 108

3.7. Solución técnica propuesta. ............................................................................................... 110

3.8. Análisis económico de la instalación. ................................................................................. 113 3.8.1. Presupuesto. ................................................................................................................. 113

3.8.2. Análisis de viabilidad económica. ................................................................................. 115

4. Análisis de resultados. .................................................................................................................... 119

4.1. Análsis de sensibilidad. ....................................................................................................... 119 4.1.1. Escenario 1: Venta de electricidad a la red sin complementos. ................................... 119

4.1.2. Escenario 2: Venta de electricidad a la red con complementos. ................................. 119

4.1.3. Escenario 3: Venta de electricidad a la red con complementos y subida del precio del

gas. ................................................................................................................................ 120

4.1.4. Escenario 4: Venta de electricidad a la red sin complementos y subida del precio del

gas. ................................................................................................................................ 120

4.1.5. Escenario 5: Venta de electricidad a la red con complementos y subida límite del

precio del gas. ............................................................................................................... 121

4.1.6. Escenario 6: Venta de electricidad a la red sin complementos y baja la venta de

electricidad al CPD. ....................................................................................................... 121

4.1.7. Escenarios 7 y 8: Venta de electricidad a la red con complementos y parada la planta

7 y 10 semanas por mantenimiento, respectivamente. .............................................. 121

4.1.8. Escenario 9: Venta de electricidad a la red con complementos, coste del gas natural

alto y 10 años de vida del proyecto. ............................................................................. 121

4.1.9. Escenario 10: Venta de electricidad a la red sin prima. ............................................... 121

5. Conclusiones. .................................................................................................................................. 123

5.1. Conclusiones sobre los resultados. .................................................................................... 123

5.2. Recomendaciones y futuras mejoras. ................................................................................ 124

6. Anexo 1. .......................................................................................................................................... 125

7. Anexo 2. .......................................................................................................................................... 133

8. Anexo 3. .......................................................................................................................................... 137



9. Anexo 4. .......................................................................................................................................... 139

10. Anexo 5. .......................................................................................................................................... 145

10.1. Motores Deutz 912. ............................................................................................................ 145 10.1.1. Dos motores F3L 912 operando en paralelo. ............................................................. 145

10.1.2. Dos motores F4L 912 operando en paralelo. ............................................................. 146

10.1.3. Motor F6L 912. ........................................................................................................... 147

10.2. Módulos de cogeneración Senertec Dach. ......................................................................... 147 10.2.1. Doce módulos de cogeneración G5.5 en paralelo. .................................................... 147

10.2.2. Once módulos de cogeneración G5.5 en paralelo. .................................................... 148

10.2.3. Once módulos de cogeneración G5.5 en paralelo, con aprovechamiento de los gases

de escape hasta condensación. ................................................................................... 148

10.2.4. Doce módulos de cogeneración G5.5 en paralelo, con aprovechamiento de los gases

de escape hasta condensación. ................................................................................... 149

10.2.5. Doce módulos de cogeneración G5.0 en paralelo, con bajas emisiones de óxidos de

nitrógeno (NOx). ........................................................................................................... 149

10.2.6. Doce módulos de cogeneración G5.0 en paralelo, de bajas emisiones de NOx con

aprovechamiento de los gases de escape hasta condensación. .................................. 150

11. Anexo 6. .......................................................................................................................................... 151

12. Anexo 7. .......................................................................................................................................... 155

12.1. Ingresos. ............................................................................................................................. 155

12.2. Gastos. ................................................................................................................................ 158

12.3. Inversión. ............................................................................................................................ 158

12.4. Rentabilidad del caso base. ................................................................................................ 159

13. Anexo 8. .......................................................................................................................................... 161

13.1. Escenario 1: Venta de electricidad a la red sin complementos. ........................................ 161

13.2. Escenario 2: Venta de electricidad a la red con complementos. ....................................... 162

13.3. Escenario 3: Venta de electricidad a la red con complementos y subida del precio del gas. .. .......................................................................................................................................... 163

13.4. Escenario 4: Venta de electricidad a la red sin complementos y subida del precio del gas. ... .......................................................................................................................................... 164

13.5. Escenario 5: Venta de electricidad a la red con complementos y subida límite del precio del gas. ..................................................................................................................................... 165

13.6. Escenario 6: Venta de electricidad a la red sin complementos y baja la venta de electricidad

al CPD................................................................................................................................. 166

13.7. Escenario 7: Venta de electricidad a la red con complementos y parada la planta 7 semanas por mantenimiento. ........................................................................................................... 167

13.8. Escenario 8: Venta de electricidad a la red con complementos y parada la planta 10 semanas por mantenimiento. ........................................................................................................... 168

13.9. Escenario 9: Venta de electricidad a la red con complementos, coste del gas natural alto y 10 años de vida del proyecto. ................................................................................................. 169



13.10. Escenario 10: Sin prima a la generación. ............................................................................ 170

14. Referencias. .................................................................................................................................... 171

14.1. Introducción. ...................................................................................................................... 171

14.2. Descripción de las tecnologías. Estado de la técnica. ........................................................ 172

14.3. Legislación vigente. ............................................................................................................ 172

14.4. Consolidación y virtualización de servidores. .................................................................... 173

14.5. Best Practices. .................................................................................................................... 173

14.6. Cloud Computing. ............................................................................................................... 174

14.7. Cogeneración...................................................................................................................... 174

14.8. SmarCities. .......................................................................................................................... 174

14.9. Diseño. ................................................................................................................................ 175

14.10. Conclusiones. ...................................................................................................................... 176

15. Bibliografía general. ........................................................................................................................ 177

Diseño de una planta de cogeneración para un Centro de Procesado de Datos eficiente.

Miguel Canga Alameda página.- 6



1. INTRODUCCIÓN.

1.1. La importancia de la sostenibilidad energética.

El objetivo del desarrollo sostenible es "satisfacer las necesidades del presente sin comprometer la capacidad de las generaciones futuras para satisfacer sus propias necesidades". Las empresas, como fuerzas clave en la sociedad, tienen un papel importante que desempeñar en el logro de este objetivo. El cambio climático y el paulatino agotamiento de las fuentes de energía y de los recursos se han convertido en un problema a nivel mundial y figuran entre las principales preocupaciones de gobiernos, autoridades, empresas y ciudadanos. Por ello, es necesario concienciar a la sociedad y adoptar las medidas pertinentes, tanto a pequeña como a gran escala, para alcanzar una estrategia correcta lo antes posible. A medida que la economía se globaliza se crean nuevas oportunidades para generar prosperidad y calidad de vida, a través del comercio, el intercambio de conocimientos y el acceso a la tecnología. Sin embargo, estas oportunidades no siempre están disponibles para una población humana cada vez más grande, y a veces van acompañadas de nuevos riesgos para el medio ambiente. Las estadísticas que demuestran mejoras positivas en la vida de muchas personas en todo el mundo, se ven contrarrestadas a su vez por informaciones preocupantes sobre el estado del medio ambiente, la pobreza y el hambre que afectan a millones de personas. Este contraste crea uno de los dilemas más acuciantes para el siglo XXI. Uno de los principales desafíos del desarrollo sostenible es que exige adoptar opciones y formas de pensar nuevas e innovadoras. Los nuevos conocimientos y las innovaciones en la tecnología, la gestión y las políticas públicas son un desafío para las organizaciones, que deben afrontar nuevas alternativas para minimizar el impacto que sus operaciones, la fabricación de sus productos y el desarrollo de sus servicios causan en los tres pilares de la sostenibilidad: la población, la economía y el medio ambiente.

Con frecuencia, el consumo sostenible ha sido interpretado como una limitación a los negocios. Sin embargo, enfrentarse a los desafíos del desarrollo actual presenta un conjunto de nuevas oportunidades de negocio. Las empresas más importantes ya han comenzado a buscar nuevas maneras de ofrecer valor a la sociedad sin afectar indebidamente a los recursos naturales. Hoy día, cada vez más empresas incorporan los criterios de sostenibilidad como una parte fundamental de todas sus decisiones.

El consumo tiene lugar en el marco de un sistema impulsado por las fuerzas económicas, el progreso tecnológico, los sistemas políticos, los contextos culturales, las cuestiones ambientales y muchos otros factores determinantes. Las empresas y la forma en que desarrollan su actividad juegan un papel clave, que tiene potencial para efectuar grandes cambios en todo el sistema de consumo. Hoy en día, poca gente discute la necesidad de que las empresas adopten los principios del desarrollo sostenible. Cuantas más empresas los adopten mayor será el potencial para aumentar la prosperidad mundial, evitando el agotamiento de los recursos naturales y conservando los ecosistemas que sustentan nuestras vidas.

Esta transformación puede ser beneficiosa para los negocios. La incorporación de los criterios de sostenibilidad en la gestión de las empresas no debe verse sólo como una forma de mitigar el riesgo,



sino que puede y debe considerarse como una forma de crear oportunidades y convertirse en una importante ventaja competitiva. Una economía que incorpore los principios del desarrollo sostenible permitirá a las empresas explorar nuevos modelos de negocio y nuevas estrategias de diseño, que den lugar a nuevas oportunidades de mercado mediante la promoción de soluciones innovadoras.

Durante el último cuarto del siglo XX se han visto mejoras extraordinarias en los niveles de vida del mundo, con progresos en muchos frentes, incluyendo las reformas de la educación y el acceso al agua potable. Pero a pesar de estos avances, hoy parece claro que los actuales modelos de progreso no pueden mantenerse, dada la degradación de los ecosistemas y la incapacidad de los sistemas naturales para proporcionarnos la gama de recursos y servicios que necesitamos para sobrevivir y prosperar.

Las empresas que crean y adoptan los modelos de negocio sostenible, consiguen una importante ventaja, desarrollan competencias que a sus competidores les son difíciles de igualar y están mejor preparadas para enfrentarse a los altibajos de los ciclos económicos y a las cambiantes expectativas de los consumidores. Con ello consiguen resultados positivos en los nuevos mercados para ellas mismas, para sus accionistas y para los consumidores.

Hoy día las empresas, los inversores y los gobiernos se enfrentan a una elección: competir agresivamente por unos recursos finitos; o avanzar hacia una economía baja en carbono, que además reduzca la dependencia de recursos y materiales cada vez más escasos, y permita un crecimiento sostenible y rentable. La competencia por unos recursos naturales cada vez más escasos ejerce una presión creciente sobre los precios de los productos básicos y tiene cada vez un impacto mayor, en lo social, en lo económico y en lo ambiental. Está claro que hoy, más que nunca, es imprescindible incorporar los principios de un desarrollo sostenible en la gestión de las empresas. Gestionar las emisiones de carbono y proteger el negocio de los efectos del cambio climático es fundamental para conseguir que los accionistas tengan una retribución buena y sostenible. Con objeto de administrar el riesgo de sus carteras, asociado con el cambio climático, importantes consultoras de inversión aconsejan a los inversores institucionales desplazar el 40% de sus inversiones a empresas que trabajen con bienes sensibles al clima, pero poniendo el énfasis en aquellas que pueden adaptarse a un entorno de baja emisión de carbono.

Mientras llegan nuevas regulaciones globales, las empresas deben seguir avanzando, innovando y buscando oportunidades para “hacer más con menos”. Las decisiones que fomenten una economía legítima, baja en emisión de carbono y con un alto crecimiento aportarán un valor considerable a las empresas que tengan la intención de adoptarlas. Los esfuerzos en la línea de la sostenibilidad corporativa evolucionan con el tiempo:

En un primer momento se orientan al cumplimiento legal y a resolver los problemas de gestión de riesgo, como los riesgos regulatorios, operacionales o reputación.

Después se centran en las consecuencias del cambio climático para el negocio, y los esfuerzos conducen, a menudo, a un aumento de la eficiencia y la eficacia, a disminuir los costes y a mejorar la imagen de marca, consiguiendo la atención del personal directivo.



Cuando las empresas toman conciencia de estos beneficios, empieza a plantearse cómo incorporar los criterios de sostenibilidad en la estrategia global del negocio, con objeto de proteger el valor de la empresa y generar una ventaja estratégica.

Figura 1: La cadena de valor de la sostenibilidad en la empresa: las compañías líderes obtienen ventajas estratégicas incorporando acciones encaminadas a combatir el cambio climático en todas sus estrategia de negocio.

Fuente: CDP S&P 500 Report 2011: Strategic Advantage Through Climate Change Action.

Algunos estudios indican que el cambio climático se ha convertido en un imperativo estratégico, operacional y fiscal para las empresas más importantes del mundo, recibiendo una atención especial de la alta dirección. Un número creciente de empresas cree que incorporar los criterios de sostenibilidad ofrece ventajas significativas, tales como la reducción de los costes operativos, una mejor imagen de marca y una mayor capacidad de respuesta ante el mercado. El aumento de los precios de la energía tiene un impacto notable en el negocio de la mayoría de las empresas y lo tendrá aún más en un futuro cercano. Los mercados emergentes ya representan más de la mitad de la demanda mundial de petróleo y sus necesidades van en aumento. Los precios de energía tendrán cada vez mayor influencia en los beneficios de las compañías. En la línea de reducir los costes e incrementar los márgenes, las empresas están volcando sus esfuerzos en la eficiencia energética y en la eficacia operacional. Las grandes empresas están analizando las huellas de energía o carbono a través de su cadena de valor, a nivel mundial, desde los proveedores, pasando por las operaciones internas y llegando hasta la forma en que los consumidores utilizan los productos y servicios que da la compañía. 1.2. Estado de la cuestión. En los últimos años, la preocupación por el ahorro y la eficiencia energética ha tomado cada vez mayor importancia. Esta inquietud se refleja en diferentes sectores, entre los que destaca la industria

de las Tecnologías de la Información y Comunicación, en adelante TIC, que se definen en



términos generales como, el conjunto de tecnologías desarrolladas para la gestión y transmisión de la información de una localización a otra. Abarcan un amplio abanico de soluciones cuyas características y ventajas más reseñables son las siguientes:

Facilitan el acceso a la información a través de cualquier medio como la televisión, los teléfonos, Internet, discos, memorias, etc. y prácticamente en cualquier formato y respecto a cualquier tema que resulte de interés.

Permiten almacenar grandes cantidades de información en soportes cada vez más pequeños y de fácil transporte.

Se pueden aplicar a procesos de datos de carácter indistinto, siempre de manera rápida y fiable. Ofrecen programas especializados que ayudan en la realización de cálculos y en la organización y presentación de la información.

Permiten el contacto con cualquier persona o institución del mundo, pues son canales de comunicación inmediatos.

Facilitan las tareas y permiten la programación de flujos de actividades para automatizar las mismas.

Garantizan la interactividad con las personas, a través de programas de gestión, videojuegos, materiales formativos, multimedia, sistemas expertos científicos, etc.

Son instrumentos cognitivos que potencian las capacidades de las personas.

Su doble papel de contribuir al incremento de la huella de carbono, o “carbon footprint”, debido al importante aumento de las emisiones esperadas del sector en los próximos años, y de ser al mismo tiempo uno de los principales mecanismos para la atenuación del cambio climático, hace que surja la idea de convertir a las TIC en “Green TIC”. Sin embargo, este concepto no sólo promueve el uso de tecnologías energéticas eficientes y respetuosas con el medio ambiente, sino que presenta una oportunidad para contribuir a la sostenibilidad y conseguir ahorros significativos en costes e importantes ventajas competitivas. Para poder llevar a cabo el desarrollo y ejecución de una estrategia “green” se requiere de una combinación de conocimiento y habilidades, tanto tecnológicas (ingenieriles) como de negocio (económicas), para lo que se necesita la cooperación de todas las áreas de la empresa. Así mismo, es necesario tener presente las políticas y compromisos públicos relacionados con las “green TIC”, aprobados hasta la fecha. La creciente preocupación por el ahorro y la eficiencia energética se debe, en parte, al incremento del coste de la energía, fundamentalmente asociada al gas natural, la electricidad, y, por supuesto, al petróleo. Este último ha visto incrementado el coste del barril en más de un 600% desde 1998. La segunda de ellas, ha visto revisada su tarifa en diversas ocasiones, siendo previsible que siga sufriendo constantes incrementos hasta el año 2020. Mientras que en Estados Unidos el precio del kWh aumenta un 10% anualmente. En la figura 2, se muestra la contribución de los diferentes sectores a las emisiones de CO2 en la Unión Europea:



Figura 2: Emisiones de CO2 en la U.E. por sector. Fuente: Informe Green TIC 2010

Se calcula que las TIC contribuyen entre un 2% y 3% a las emisiones totales de gases de efecto invernadero y se prevé que este porcentaje aumente en los próximos años debido a la generalización de las TIC. La fuente principal de las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes del sector de las TIC se debe fundamentalmente al consumo de energía necesario para su funcionamiento. Esta contribución de las TIC a las emisiones de CO2 proviene de los diferentes entornos de operación:

infraestructuras de telecomunicaciones y dispositivos;

centros de procesado de datos;

y ordenadores personales y periféricos.

La preocupación sobre el impacto de las TIC en el medio ambiente no radica en su contribución actual, si no en el importante aumento previsto en los próximos años, con un fuerte ritmo de crecimiento, que podría ser de hasta un 6% en 2020. España se comprometió, en el Protocolo de Kyoto, a reducir las emisiones dentro del periodo que abarcan los años 2008 y 2012, de manera que éstas no superasen en más de un 15% las de 1990. En esta línea, es de resaltar que el conjunto de todos los data centers operativos en la actualidad en el mundo emiten la misma cantidad de dióxido de carbono que Argentina, de manera que si no se toman las medidas oportunas éstas se cuadriplicarían hacia el año 2020. [1] En cuanto a las iniciativas asociadas con la eficiencia energética y el cambio climático llevadas a cabo a nivel europeo, destaca la Directiva 2006/32/CE, sobre la eficiencia del uso final de la energía y de los servicios energéticos, cuya finalidad es fomentar el uso rentable y eficiente de la energía, habilitando los objetivos, incentivos y normas necesarios para eliminar los obstáculos existentes actualmente, y fomentando el mercado de servicios energéticos, así como programas de ahorro energético y otras medidas orientadas a los usuarios finales. De conformidad con esta Directiva, destaca el Plan de Acción para la Eficiencia Energética (2007-2012), otra de las principales iniciativas de la Unión Europea. Este Plan tiene como objetivo mejorar la eficiencia de los sistemas energéticos a nivel mundial y su finalidad es reducir el consumo de energía en un 20% desde ahora hasta el año 2020. La consecución del objetivo marcado por el Plan de Acción permitirá reducir el impacto sobre el cambio climático y la dependencia de las importaciones de petróleo. Asimismo, se considera que los



ahorros conseguidos compensarán las inversiones efectuadas en tecnologías innovadoras. Las medidas que se proponen en el Plan de Acción son [11]:

Aumentar la eficiencia energética, mejorando el rendimiento energético de los productos, los edificios y los servicios.

Mejorar la producción y distribución de energía.

Reducir el impacto de los transportes en el consumo energético.

Facilitar mecanismos de financiación y la realización de inversiones.

Fomentar un comportamiento racional en relación con el consumo de energía.

Fortalecer la acción internacional en materia de eficiencia energética.

En cuanto a la contribución de las TIC dentro del mencionado Plan de Acción, se ha desarrollado una Comunicación de la Comisión COM (2008)241, “Abordar el reto de la eficiencia energética mediante

las tecnologías de la información y la comunicación”, en la que se analiza extensamente cómo abordar el reto de la eficiencia energética mediante las tecnologías de la información y la comunicación. A nivel nacional se ha desarrollado el correspondiente Plan de Acción 2005-2012 de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética para España, en el que se hace eco de los objetivos recogidos en el Plan de Acción comunitario. El Plan está formado por un conjunto de medidas concretas que afectan a los siguientes sectores: industria, transporte, edificación, servicios públicos, equipamiento residencial y ofimático, agricultura y transformación de la Energía. Sus principales objetivos estratégicos para el periodo 2008-2012 son:

Convertir el ahorro y la eficiencia energética en un instrumento de crecimiento económico y bienestar social.

Mejorar la competitividad en el mercado, siguiendo el principio del ahorro y eficiencia energética.

Consolidar la posición de España en cuanto a iniciativas de ahorro y eficiencia energética. Por su parte, a nivel regional se han desarrollado los correspondientes planes de eficiencia energética, que trasladan los objetivos del plan nacional a las particularidades de cada autonomía.

De esta forma, los planes de acción desarrollados por los organismos públicos se traducen en la puesta en marcha de:

medidas de financiación y participación en proyectos de ahorro y renovación de combustibles.

implantación de mecanismos que contribuyan con la sostenibilidad.

medidas para la optimización de los procesos productivos, aplicados a los principales sectores responsables de la emisión de gases de efecto invernadero.

1.3. Motivación. Conforme los sistemas de información analógica y en papel dejan paso a los sistemas de información digital, los centros de procesado de datos, cuyas siglas en castellano corresponden a CPD, o Data Centers en inglés (DC), se han convertido en un instrumento esencial en todos los sectores de la economía mundial. Los CPD son instalaciones que contienen dispositivos de la



tecnología de la información (Information technology o IT, en inglés) para el procesado de datos (servidores), almacenaje (dispositivos de almacenamiento), y comunicaciones (sistemas de comunicación). Los CPD también contienen el llamado “Binfrastructure equipment”, que normalmente consta de:

convertidores y equipos de backup (copias de seguridad),

fuentes ininterrumpibles de energía (Uninterrumpible power supply o `UPS´) para asegurar el suministro de electricidad,

equipos de monitorización de las condiciones dentro del CPD, para mantener unos niveles aceptables de temperatura y humedad.

En las últimas décadas, ha tenido lugar un rápido crecimiento del número y tamaño de CPD a nivel mundial, especialmente en los Estados Unidos, con el consiguiente aumento de la demanda eléctrica para poder llevar a cabo sus operaciones [2] y [3]. Recientes estudios demuestran que, entre 2000 y 2006, la demanda los CPD de Estados Unidos se duplicó, llegando a alcanzar, aproximadamente, los 61 billones de kWh [4], o lo que es lo mismo, supuso un 1,6% de las ventas de electricidad, en 2006, en los EE.UU [5]. Este rápido incremento y la creciente importancia de esta demanda eléctrica ha hecho que se preste especial atención a las técnicas de mejora de la eficiencia energética de las operaciones que tienen lugar dentro de un CPD [4] [6] [7].

Un ejemplo claro de esta concienciación es la Ley pública 109-431, en la que, en 2007, la EPA (Environmental Protection Agency) consultó a la industria de la Tecnología de la Información para elaborar un informe en el que se a evalúan las tendencias de la demanda de electricidad de los CPD y las oportunidades que éstas presentan para ahorrar costes si se opera con los mismos de una manera eficiente, energéticamente hablando. La evaluación dio lugar a un informe para el Congreso de los Estados Unidos (en adelante referido como el Estudio EPA) que contiene las previsiones de la demanda energética de los CPD en función de diferentes escenarios (según la eficiencia con que operen) [4]. El Estudio EPA también contiene recomendaciones políticas para la promoción de CPD más eficientes. En este Estudio EPA se preveía que la demanda eléctrica de los CPD aumentaría desde los 61 billones de kWh en 2006 hasta más de 107 billones de kWh en 2011, si no se tomaban medidas que mejoraran la eficiencia de los procesos [4]. A su vez, la EPA aseguraba que la demanda eléctrica de 2011 se podía reducir hasta en un 70% mediante el uso de tecnologías y prácticas más eficientes. Por ejemplo, la utilización de los servidores rara vez supera el 6% de su capacidad y los sistemas de refrigeración operan al 50% de sus posibilidades [1].



Figura 3: Consumo energético de los Data Center de EE. UU. Fuente: “Estimating the energy use and efficiency potential of US Data centers.” de la IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers).

Como se puede ver en la figura 3, son muchas las oportunidades de mejora dentro de un CPD, tanto en lo que se refiere a la Tecnología de la Información como a las instalaciones que ésta necesita para su correcto funcionamiento. 1.4. Objetivos del proyecto. Debido al creciente uso de energía en los CPD (motivado por el elevado incremento de demanda de la tecnología de la información), al crecimiento del coste de la energía y a las limitadas fuentes de energía, la eficiencia energética de los CPD se ha convertido en un aspecto especialmente importante desde dos perspectivas: reducir costes y conseguir un desarrollo sostenible. El objetivo fundamental del presente proyecto se basa en el análisis de dichas perspectivas. Para ello se va a analizar:

1. Dónde se produce el consumo de electricidad dentro de los distintos equipos que conforman un CPD, y cómo se puede mejorar la eficiencia de los mismos.

2. Una selección de las tecnologías y “best practices” adoptadas y reguladas hasta el momento, (haciendo un análisis de las distintas regulaciones que apliquen) y otras en proceso de investigación. Entre ellas se prestará especial atención a:

la mejora de los sistemas de refrigeración, viendo qué factores son los que más influyen: − la disposición o `lay out´ de los distintos aparatos dentro del CPD, − la distribución de temperaturas que tiene lugar en el mismo, − y los flujos de aire;

los procesos de consolidación, centralización y virtualización de los servidores, lo que permite utilizar los servidores cerca de su máxima capacidad de procesado, de manera que se aprovechen lo mejor posible y permitiendo desconectar los servidores infrautilizados;



el llamado “Cloud Computing” analizando sus ventajas e inconvenientes, así como las oportunidades y amenazas que presenta para una empresa.

3. En el camino hacia un “Green Data Center” (GDC), en el que se minimicen las emisiones de CO2 y con ello la huella de carbono, se propondrá el uso de un sistema de cogeneración (trigeneración) para gestionar y aprovechar el flujo de calor diversas formas de generación para alimentar el CPD.

4. Finalmente, se llevará a cabo una aplicación práctica de algunos de los conceptos explicados

anteriormente. Como caso práctico, se realizará el diseño de una planta de cogeneración que alimente un CPD eficiente aplicado a la gestión de una Smart Grid. Para ello, se estudiará el CPD de la SmartCity Málaga desde un punto de vista de eficiencia energética (análisis de consumos, superficie, térmico,…). Se extrapolarán estas necesidades al CPD real que dará cobertura a la SmartCity Málaga una vez finalizada, se dimensionarán los componentes de la planta de cogeneración y se diseñará un CPD eficiente haciendo uso de las prácticas descritas a lo largo del documento.

5. Por último, se propondrá la solución técnica óptima para la planta de cogeneración, atendiendo a criterios de eficiencia energética y rentabilidad, para finalizar con el consiguiente análisis de viabilidad económica en el que se observará la ocurrencia de diversos escenarios.



2. DESCRIPCIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS. ESTADO DE LA TÉCNICA.

2.1. Definición de un CPD: El Departamento de Energía de Energías Renovables de la Comisión Europea define un “centro de procesado de datos” como todas aquellos edificios, instalaciones y habitaciones que contengan los servidores de una empresa, el equipo de comunicación entre ellos, sus equipos de refrigeración y de suministro de energía, así como, aquellos que proporcionen algún tipo de servicio relacionado con la transmisión y mantenimiento de datos. Como, por ejemplo, todos aquellos dispositivos relacionados con la comunicación de un CPD de gran escala con otros servidores más pequeños ubicados en los propios edificios de oficinas. [11] Por tanto, un CPD abarca dos áreas principales:

1. El equipo TI: los elementos TI, propiamente dichos, del CPD que llevan a cabo las operaciones de gestión y almacenamiento de datos, así como ejecutan las aplicaciones.

2. El soporte del equipo TI: todos aquellos sistemas mecánicos y eléctricos que dan soporte al consumo de electricidad del equipo TI, como los sistemas de refrigeración (ventiladores, bombas, humidificadores), equipos de aire acondicionado de la sala (Computer Room Air Conditioners o CRAC en lo que sigue), las fuentes de alimentación ininterrumpida (Uninterruptible Power Supplies o UPS en adelante), el alumbrado y los sistemas para la distribución de la electricidad (Power Distribution Units o PDU en adelante).

Su eficiencia puede describirse como el trabajo capaz de realizar con un consumo energético dado. Aunque en el caso de los CPD, también es importante contabilizar el grado de utilización de su capacidad como parte de la eficiencia energética.

2.2. La problemática de los CPD: El uso de internet crece exponencialmente, y los negocios y las empresas hacen cada vez más uso de las TIC para proporcionar mayor valor añadido a sus clientes. Este crecimiento explosivo de la demanda de las TIC se corresponde con un significativo incremento del uso de servidores y equipos de almacenaje de información, por lo que los CPD están viendo considerablemente incrementado el ritmo de crecimiento de su consumo de energía (hoy en día mayor que el que presenta casi cualquier industria). Por este motivo, muchas agencias reguladoras, gobiernos y empresas tienen este aspecto en su punto de mira.



Figura 4: Gastos en servidores, energía, refrigeración y gestión administrativa nivel mundial. Fuente: IDC – International Data Corporation.

Por otro lado, las empresas están convirtiendo la sostenibilidad ambiental en una prioridad competitiva, pues son ya muchos los clientes que prefieren comprar productos y servicios a empresas que presentan una actitud sostenible. Es decir, la sostenibilidad ambiental se ha convertido en una línea de negocio imprescindible. En la que muchos de los dueños de los CPD buscan formas de ahorrar energía y reducir costes para que la empresa pueda seguir creciendo. Los CPD deben proporcionar la flexibilidad necesaria para satisfacer rápidamente los futuros e inciertos requerimientos que pueda presentar un negocio, la tecnología o los sistemas informáticos; y reducir tanto sus gastos operacionales como de capital. Para ello, se requieren técnicas de monitorización y administración activa de los componentes para aportar los requerimientos operacionales exigidos como: disponibilidad, elasticidad, planificación de la capacidad y la eficiencia energética. Hoy en día muchos CPD están tocando techo, ya sea por falta de espacio físico que impida su ampliación o por la imposibilidad de incrementar el suministro eléctrico, esto es, no pueden añadirse más servidores por la carencia de espacio o capacidad de refrigeración suficiente. Algunos de los principales problemas presentes en los CPD construidos actualmente son:

Administrar el creciente coste de la energía.

Falta de capacidad de suministro eléctrico adicional.

Falta de capacidad de refrigeración.

Imposibilidad de ampliación, por falta de espacio físico.



2.2.1. Administrar el creciente coste de la energía: El consumo de energía de los servidores está aumentando mucho más rápido que el coste de la tecnología. A lo que hay que añadir, el aumento del coste de funcionamiento de los servidores en los últimos años (figura 1). La creciente demanda está acelerando la adopción de tecnologías de virtualización y aumentando el uso de servidores virtuales, con el consiguiente impulso en el consumo de energía total del servidor; mientras que ha disminuido el coste de amortización de operación por carga de trabajo (workload).

2.2.2. Falta de capacidad de suministro eléctrico adicional: Son muchas las empresas que no pueden incorporar más servidores a sus CPD por falta de suministro adicional de energía eléctrica. Los nuevos servidores, sistemas de almacenamiento y dispositivos de comunicación presentan mejores rendimientos con precios más reducidos, pero implican un mayor consumo. No obstante, superar un umbral de suministro de electricidad supone una gran inversión. 2.2.3. Falta de capacidad de refrigeración: Muchos CPD se construyeron hace ahora 10 o 20 años, y las instalaciones de refrigeración no están adaptadas a las necesidades actuales. Los sistemas de refrigeración tradicionales permiten un consumo de 2-3 kW de refrigeración por rack. Sin embargo, los requerimientos actuales oscilan entre los 20-30 kW por rack.

2.2.4. Imposibilidad de ampliación, por falta de espacio físico: La ejecución de un nuevo proyecto o aplicación online, implica la implementación de nuevos servidores, servidores virtuales o subsistemas de almacenamiento. Los nuevos requerimientos del negocio hacen que la falta de espacio físico para estas ampliaciones se haya convertido en un aspecto de difícil solución. Pues cuando no se pueden agregar más servidores, servidores virtuales y/o sistemas de almacenamiento, la única solución posible radica en construir un nuevo CPD, lo que conlleva una elevada inversión.

2.3. Un CPD eficiente o “green”:

La preocupación acerca de la eficiencia energética de los CPD tomó especial relevancia el 2 de agosto de 2007, cuando la U.S. Environmental Protection Agency (EPA) Energy Star Program publicó el documento titulado: “Report to Congress on Server and Data Center Energy Efficiency” [1, 2] El informe indicaba que “el consumo de energía de los servidores y CPD de Estados Unidos en 2006 duplicaba la cantidad de electricidad consumida para este mismo propósito en el año 2000”. El consumo de 2006 fue de 61 billones de kWh con un coste asociado de 4.5 billones de dólares. Lo que representa el 1.5% del consumo total de energía en EE.UU. En este mismo documento se informaba de que si se mantenía la tendencia, sin tomar medidas para mejorar la eficiencia energética de los servidores y los CPD, el consumo se podría volver a duplicar para el año 2011, superando los 100 billones de kWh, es decir, un coste eléctrico anual de 7.4 billones de dólares.



Se pueden extraer dos aspectos principales de este informe:

En primer lugar, es la infraestructura que da soporte al equipo TI quien consume

aproximadamente el 50 % del consumo total.

Y en segundo lugar, la tasa de crecimiento de este consumo es dramáticamente creciente.

[3]

Por tanto, las tendencias son claras. Conforme siga aumentando la población mundial, continúe la expansión de ciertos mercados en crecimiento, continuemos conectando digitalmente todos los aspectos de nuestra vida, y haya cada vez más dispositivos interconectados a nuestro alrededor, generando datos que han de ser agrupados, almacenados y analizados, la demanda de procesamiento de éstos seguirá creciendo. A lo que hay que añadir, la creciente preocupación por el medio ambiente y las nuevas regulaciones gubernamentales que están cambiando el enfoque de los mercados y acrecentando la importancia del término “green”. En este aspecto, los CPD deben ser inmensamente más eficientes. Han de cumplir con las necesidades y especificaciones requeridas por la empresa a la que dan soporte y, al mismo tiempo, mantener sus costes operacionales a la vez que aumenta la demanda y el precio de los recursos. Sin embargo, llevar a cabo estas medidas requiere un profundo y generalizado cambio en la concepción de cómo se diseñan, administran y operan los CPD, así como requiere un trabajo coordinado de los distintos departamentos de una empresa orientado a un mismo fin último: mejorar su eficiencia. Afortunadamente, son muchas las empresas de TI que están desarrollando tecnologías en aras para mejorar la eficiencia energética y reducir el consumo de electricidad, reduciendo el equipo necesario para la TI o mejorando la eficiencia de los propios equipos TI, con la correspondiente disminución de recursos físicos dentro del CPD. A su vez, este menor consumo de electricidad y la decreciente necesidad de equipos TI contribuyen a la reducción de la huella de carbono del CPD. De esta manera, un “green data center”, es un CPD que ha reducido su impacto medioambiental y coste en comparación con los CPD tradicionales. No obstante, mencionar que el concepto “green” hace referencia, al tiempo, a dos perspectivas diferentes: la económica y la medioambiental, pues estas mejoras también abaratan significativamente el funcionamiento del CPD.

2.4. Consumos en un CPD convencional:

Para poder hacer un CPD más eficiente, antes, es necesario entender dónde y cómo se consume la energía. Casi toda la energía eléctrica consumida en un CPD se libera en forma de calor, de donde una fracción importante (30% - 40%) del consumo energético total va a parar al sistema de refrigeración del CPD. [3] Este consumo se puede estudiar desde tres enfoques diferentes:

Cómo se distribuye la energía entre los equipos informáticos (servidores, almacenamiento, equipos de red) y las instalaciones que le dan soporte (alimentación, refrigeración e iluminación).



Cómo se distribuye la energía dentro de los diferentes componentes que constituyen el servidor: procesador, memoria, disco, etc.

Cómo se utiliza la energía asignada a los diferentes componentes del CPD y si ésta es utilizada correctamente para realizar algún propósito. Es decir, averiguar si existe algún recurso infrautilizado o incluso consumiendo energía sin llevar a cabo correctamente su función.

La figura 5 muestra el consumo de energía en un CPD convencional sin optimizar:

Figura 5: Consumo en un CPD convencional. Fuente: Smarter Data Centers: Achieving greater efficiency.

El equipamiento TI: los servidores y los sistemas de almacenamiento y comunicación consumen aproximadamente el 45% de la energía. Y la infraestructura que da soporte a este equipo como: los refrigeradores, los humidificadores, los equipos de aire acondicionado de la sala (Computer Room Air Conditioners o CRAC en lo que sigue), las fuentes de alimentación ininterrumpida (Uninterruptible Power Supplies o UPS en adelante), el alumbrado y los sistemas para la distribución de la electricidad, consumen el 55% restante. Otro aspecto a destacar es que el procesador de un servidor convencional tan sólo consume la tercera parte de la energía absorbida, la parte restante va a parar a los elementos que dan soporte al servidor como la refrigeración, la unidad de alimentación, la memoria, etc. (Figura 2) Finalmente, se ha de considerar la utilización de los recursos TI del CPD. Pues la tasa de utilización de un servidor típico es del 20%. De hecho, uno de los grandes problemas son los sistemas infrautilizados, ya que suponen un consumo de energía con fines no comerciales o útiles. Como solución a este inconveniente aparecen la virtualización y consolidación de los servidores que ayudan a utilizar el equipo TI cerca de su máxima capacidad. De aquí se deduce que hay que prestar igual atención tanto al equipo TI como al que le da soporte. Ofreciendo ambos un campo enorme de mejora en lo que se refiere a su eficiencia, siempre y cuando, se aseguren, en todo momento, las necesidades de procesamiento requeridas.



2.5. Un CPD convencional:

Los CPD tradicionales utilizan plantas de refrigeración por compresión de vapor (vapor-compression refrigeration chiller plants), climatizadores de aire basados en intercambiadores de calor (heat exchanger-based room air conditioners), bomba de calor (pumps) y torres de refrigeración por evaporación (evaporative cooling towers). En los servidores, el aire de refrigeración procedente de los disipadores y ventiladores se utiliza para la extracción y disipación de calor en la sala. Para facilitar la predicción del consumo de energía y el fenómeno de transferencia de calor en un CPD se desarrollan modelos termodinámicos que estudian el CPD en su conjunto; y se utilizan programas informáticos que representan la distribución de temperaturas y los flujos de aire que tienen lugar en el CPD. Este tipo de modelos ayudan a comprender la distribución de los flujos de aire y de temperaturas existentes en la sala, y así poder optimizar el consumo de energía para la refrigeración de los distintos componentes de la instalación, mediante la eliminación de los puntos más críticos. 2.5.1. El entorno del CPD:

Instalaciones de suelo elevado (Raised-floor facilities): Los flujos de aire existentes entre las distintas zonas del CPD condicionarán enormemente la distribución de temperaturas dentro de la sala. Los equipos informáticos suelen diseñarse bajo la hipótesis de que la temperatura del aire de entrada al rack se encuentra entre 20ᵒC y 30ᵒC, en el caso más desfavorable, aunque típicamente en un CPD de altas prestaciones la temperatura ambiente oscila entre 10 y 12ᵒC. Para proporcionar el entorno idóneo para los equipos, en lo que se refiere a temperatura y humedad, los diseñadores y usuarios de los CPD utilizan dos configuraciones distintas para controlar el flujo de aire, llamadas: “under-floor supply” y “overhead-supply layouts”. La figura 6 muestra la configuración más usual de un CPD de alto rendimiento con ventilación por suelo elevado (a raised-floor arrangement):

I. el aire frío entra en la habitación a través de los respiraderos situados en el suelo y se

evacúa cerca del techo a través de las unidades de aire acondicionado.

II. Los “armarios”, o racks a lo largo del documento, de TI se disponen por filas, creando

pasillos fríos y calientes alternativamente, aislados entre sí (lo que se conoce con el

término: hot-aisle/cold-aisle arrangement).

III. El aire frío entra en el CPD a través de unas rejillas situadas en los pasillos fríos y llega

a los calientes atravesando el rack e intercambiando calor con los componentes del

mismo.

IV. A continuación, el aire caliente pasa a la entrada del equipo de aire acondicionado de

la sala, el CRAC.

V. Este último enfría el flujo recibido antes de expulsarlo de nuevo al entresuelo. A

menudo, se aprovecha esta disposición del suelo para alojar los cables que conectan

los distintos rack entre sí, o sus componentes.



Figura 6: Representación esquemática de un CPD de suelo elevado (Raised-floor DC) Fuente: Thermodynamics of information technology data center.

Otra alternativa es suministrar el aire frío desde el techo en el centro del CPD con los consiguientes escapes cerca de las paredes. En esta disposición los racks siguen estando distribuidos de acuerdo al concepto de los “pasillos fríos y calientes” en el que el aire caliente proveniente del pasillo caliente va a un intercambiador de calor, a través de unas rejillas situadas en las paredes, y, una vez refrigerado, es conducido a los pasillos fríos por el entresuelo mediante sistemas de canalización y difusores.

2.5.2. Modelización de instalaciones de suelo elevado por ordenador.

La figura 7 ilustra un modelo computacional del complejo flujo de aire y el perfil de temperaturas que tiene lugar en un CPD de suelo elevado. El flujo de aire de un rack puede variar de 0,47 a 1,4 m3/s para equipos de alto rendimiento, lo que dificulta dar el 100% de flujo de aire frío a cada rack cuando la densidad de utilización de la superficie del CPD es alta. Este problema se vuelve más acusado en las configuraciones que suministran el aire frío desde el suelo, ya que hay menos puntos desde los que inyectarlo al CPD. Por tanto, en caso de suministrar sólo una parte de este flujo por rack, la parte restante se compondrá de aire a temperatura ambiente. Esta mezcla resultante puede hacer que su recirculación dé lugar a modelos complejos del flujo, que a su vez pueden incrementar la temperatura de los flujos de refrigeración óptimos o aconsejables de entrada a los racks, comprometiendo el funcionamiento y fiabilidad de los equipos informáticos. Por otro lado, esta mezcla del aire ambiente de la habitación con el aire fresco del pasillo frío puede provocar acusados gradientes de temperatura a la entrada de los racks, indicativos del ineficiente uso de la capacidad de las unidades de aire acondicionado, pues es la máxima temperatura posible de entrada al rack el factor que determina la capacidad de las unidades de aire acondicionado con que aprovisionar el CPD.



Típicamente, estos modelos informáticos emplean métodos numéricos basados en diferentes tipos y correlaciones de flujo turbulento para encontrar soluciones a las distribuciones de flujo de aire y temperatura que se dan en un CPD.

Figura 7: Modelado numérico de la dinámica de fluidos de un CPD de piso elevado por ordenador. La distribución de temperaturas y el flujo de aire se muestra por medio de líneas de diferentes tramas y colores. Fuente: Thermodynamics of information technology data center.

Se puede encontrar información más detallada acerca del modelado de CPD de suelo elevado y no elevado en la referencia [4]. Existen otros trabajos centrados en la cuantificación del impacto de las obstrucciones bajo el suelo en el diseño térmico de la sala [5 y 6], así como, el desarrollo de metodologías de diagnóstico y algoritmos para la oferta de servicios de Best Practices [7 y 8]. Muchos estudios sobre la computación de dinámica de fluidos (Computational Fluid Dynamics - CFD) se encuentran todavía en investigación y escapan del alcance de este proyecto. 2.5.3. El proceso de refrigeración en el CPD.

Toda la energía eléctrica consumida por los elementos TI es transformada y liberada en forma de calor al ambiente, lo que supone una enorme carga para el equipo de refrigeración. Por lo general, los dispositivos de refrigeración utilizan el aire para eliminar el calor de los equipos TI, y liberarlo al entorno [9]. Este entorno consiste en una habitación refrigerada en un CPD típico. Normalmente, las unidades de aire acondicionado reciben agua fría de una planta de refrigeración, que se recircula por medio de bombas a los CRAC de la sala. A su vez, una bomba transporta agua entre el sistema de refrigeración del condensador y una torre de refrigeración de aire frío, que elimina el calor del agua del condensador al ambiente. De ahí, que cualquier aumento brusco de actividad del circuitado, rack o del conjunto del CPD se traduzca en un incremento de las necesidades energéticas de los dispositivos de refrigeración. La existencia de puntos calientes o hot spots en el circuitado, el servidor o en el suelo del CPD es una fuente de ineficiencia en la refrigeración de los sistemas informáticos. Como ya se ha mencionado, en los CPD modernos el consumo de energía del sistema de refrigeración es del 30% - 40%, lo que justifica los esfuerzos de investigación e ingeniería para mejorar la eficiencia energética global de estos sistemas. Por esta razón, se considerará que los principales consumos son los ventiladores de los servidores, las unidades de aire acondicionado de la



sala, las bombas de agua fría del edificio, los compresores de refrigeración y las torres de refrigeración y sus bombas. 2.5.3.1. Ventiladores de los servidores. Server Fans o Blowers.

Dada la profundidad del análisis a realizar, los servidores internamente se pueden considerar como una serie de componentes que se extienden desde la CPU (Central Processing Unit) - con un sistema de refrigeración por aletas - hasta las tarjetas de memoria DIMM (Dual Inline Memory Module) y otros sistemas de soporte. En este contexto, los responsables de enviar aire frío a estos nodos de comunicación dentro del servidor y expulsar el aire caliente del rack, una vez refrigerado el nodo, son los ventiladores o disipadores. Éstos para desempeñar correctamente su función deben superar la caída de presión que tiene lugar entre el borde de ataque del nodo y su salida. De ahí que cualquier ineficiencia en este proceso suponga uno de los principales consumos de energía dentro del servidor. Recuérdese que el calor se transfiere de los componentes electrónicos a la corriente de aire por conducción, convección y, aunque en menor medida, por radiación. Por tanto, la aparición de puntos calientes (hot spots) en los chips del microprocesador, flujos de aire turbulentos, o corrientes precalentadas provenientes de otros componentes aguas de la CPU pueden dar lugar a ineficiencias que deberán ser contrarrestadas con un aumento de la velocidad del ventilador, lo que se traduce en un incremento del consumo de energía consumida por el sistema de refrigeración. Lo que se acaba convirtiendo en una situación en gran medida evitable con un correcto diseño térmico de este entorno.

2.5.3.2. Sistemas de aire acondicionado para la refrigeración de la sala. (CRAC)

La figura 8 describe, por medio de una sección transversal de un CPD de piso elevado, el proceso de refrigeración del rack. El aire frío viaja por el entresuelo y entra al CPD en el “pasillo frío” correspondiente, gracias a unas rejillas. A continuación, este flujo de aire atraviesa los racks para refrigerar los servidores y todos sus componentes, para finalmente recoger el aire caliente resultante de este proceso por la parte superior del CRAC. Es decir, el aire en el proceso de refrigeración entra por la parte delantera y sale por la trasera del rack (movimiento front-to-back) y entra a la sala por la sección inferior y sale de la misma por la superior. En la figura 8 se ilustran algunos de los elementos principales que obstaculizan el paso del flujo de aire, como los filtros del CRAC en la aspiración del aire, el serpentín que ha de seguir el aire absorbido para ceder calor al foco frío en el intercambiador de calor, los fenómenos de contracción y expansión que la corriente sufre tanto al entrar en el entresuelo como al salir del mismo, a los que hay que añadir los variados obstáculos que se encuentra a su paso como las tuberías de agua fría, obstrucciones, y las rejillas de los pasillos fríos. Generalmente, pese a estar representados como un único elemento, los CRAC cuentan con dos o tres ventiladores funcionando en paralelo. En este caso, el principal consumo de energía se debe al bombeo de aire de los ventiladores, que se ve contrarrestado por la acumulativa resistencia que los elementos explicados anteriormente ofrecen. Por último, en el intercambiador de calor, la corriente de aire caliente cede calor al circuito de agua fría. Por ello, la geometría del serpentín del intercambiador de calor, los caudales de los flujos de aire y agua de refrigeración y la temperatura del refrigerante, son algunos de los parámetros de diseño más importantes.



Figura 8: Esquema de una unidad de Aire Acondicionado para refrigerar el entorno del CPD. Fuente: Thermodynamics of information technology data center.

2.5.3.3. Bombas de agua del sistema de refrigeración del edificio.

El bucle BCW (Building Chilled Water Pumps) consiste en la estación de bombeo, las tuberías de agua y los dos dispositivos terminales que están térmicamente acoplados a través del bucle (figura 9). La energía consumida por este bucle es debida, principalmente, al bombeo de agua para alcanzar el caudal necesario para compensar la caída de presión que tiene lugar en: el serpentín del evaporador (intercambiador de calor) del sistema de refrigeración, en el intercambiador de calor de las unidades CRAC, así como, la presente en la interconexión y codos de las tuberías, válvulas y demás elementos. La estación de bombeo normalmente consta de varias bombas, y el sistema de tuberías puede abarcar largas distancias, desde 50 – 100 m, en los casos más compactos, a cientos de metros.

Figura 9: Esquema del bucle de refrigeración de un CPD. Fuente: Thermodynamics of information technology data center.



2.5.3.4. El refrigerador. (Refrigeration chiller)

En los CPD normalmente se utiliza un refrigerador de compresión de ciclo de vapor para enfriar el agua que se suministra a las unidades CRAC. El propio refrigerador consta de dos intercambiadores de calor conectados en un bucle, que a su vez contiene un compresor para comprimir el vapor refrigerante y una válvula de regulación para la expansión del líquido refrigerante. Uno de estos intercambiadores de calor condensa el vapor refrigerante, y el otro calienta el refrigerante líquido para convertirlo en vapor. Como se ve en la figura 9, el condensador (nombrado como “refrigeration chiller”) es refrigerado por agua proveniente de una torre de refrigeración a través de una bomba. El evaporador asocia térmicamente el bucle BCW con el bucle de refrigeración y permite el intercambio de calor entre el agua y el refrigerante.

2.5.3.5. La torre de refrigeración, ventiladores y bombas.

En los CPD se emplean, típicamente, torres de refrigeración húmeda con tiro mecánico para realizar el último intercambio de calor del proceso y expulsar el aire caliente al exterior de la instalación. La figura 9 presenta una torre de refrigeración húmeda, en la que el agua caliente resultante al extraer el calor en el refrigerador se rocía sobre superficies aleteadas sobre las que incide una corriente de aire frío absorbido del ambiente. Sólo una pequeña parte de estas gotas de agua se evaporan y se expulsan con el flujo de aire al exterior. De esta manera, la corriente de aire que abandona la torre de refrigeración, habiendo absorbido agua y calor en su ascenso, es cálida y muy húmeda. Puesto que el calor latente de evaporación del agua es bastante elevado, este mecanismo de transferencia de calor es muy eficaz y produce una corriente de aire saliente de temperatura muy parecida a la temperatura de entrada. A su vez, dado que la evaporación juega un papel clave en este proceso de transferencia de calor, la humedad relativa del aire ambiente en la entrada de la torre de refrigeración es un parámetro muy importante. Además, una pequeña cantidad de agua adicional debe agregarse al bucle a intervalos regulares para compensar el agua que se pierde por evaporación. Ya que el agua y la superficie aleteada para favorecer la transferencia de calor entran en contacto directo con el aire exterior, se hace necesaria una limpieza de las mismas, así como una filtración del agua recogida para mantener el correcto funcionamiento de la torre. Los mayores consumos de energía en la torre de refrigeración se deben al consumo de las bombas que impulsan el agua y el aire refrigerante a través de sus respectivos ciclos. Las tuberías, las conexiones de las mismas, las válvulas y el serpentín del intercambiador de calor del condensador, así como la altura de la torre de refrigeración, ofrecen algún tipo de resistencia al paso del agua. Por otro lado, la compresión y expansión, así como la forma de las aletas utilizadas en el intercambiador de calor, contribuyen por su parte a la resistencia al flujo de aire a través de la torre de refrigeración. La tabla 1 proporciona una visión general de los distintos consumos de energía que se dan en la refrigeración de los diversos componentes descritos en esta sección.

El refrigerador es el mayor consumidor de energía (un 46%), mientras que los ventiladores de los servidores (8%) y los componentes de la torre de refrigeración (9%) son los que menos consumen



con respecto al consumo de energía total para llevar a cabo la refrigeración del CPD. Por otro lado, las unidades CRAC presentan un significativo consumo de energía con casi un tercio del total. Sin embargo, pese a que estos resultados se pueden obtener empíricamente con una adecuada toma de datos para estimar el consumo individual de cada componente, así como, determinar su rendimiento (o coefficient of performance, COP en adelante), resulta muy difícil explicar por qué sus contribuciones relativas varían de un caso a otro. O cómo se comportarán ante cambios en las condiciones de trabajo o distintos casos de carga, en lo que se refiere al número de aplicaciones. Recuérdese que el COP se define como la relación entre el trabajo útil obtenido en el sistema y la cantidad de energía necesaria consumida para conseguirlo. De esta manera el COP indica el rendimiento o eficiencia energética del sistema de refrigeración. Existen modelos basados en los principios termodinámicos con los que se pretende predecir el comportamiento de estos componentes ante cambios en las condiciones de trabajo habituales. [3] Estos modelos facilitan la toma de decisiones acerca del tamaño y potencia necesarios de los distintos componentes del sistema de refrigeración. Al estudiar el CPD en su conjunto, evitan el sobredimensionamiento de cada aparato a nivel individual. Este último sobredimensionamiento, ya sea en cuanto al tamaño o los parámetros de funcionamiento, conduce a un diseño extremadamente conservador que típicamente se manifiesta en forma de ineficiencia energética, es decir, se consume más energía de la que realmente se necesita. En este sentido es necesario mencionar el cambio en las necesidades de refrigeración que puede experimentar un CPD entre las estaciones de verano e invierno. En este apartado tan sólo se pretende explicar el imprescindible papel que juega el sistema de refrigeración en un CPD, y por qué es necesario prestarle especial atención a la hora de querer mejorar la eficiencia del CPD en su conjunto.

Tabla 1: Reparto del consumo energético del sistema de refrigeración. La tercera columna muestra el porcentaje de energía de refrigeración consumida por cada componente con respecto al consumo de energía total del CPD. (COP: coefficient f performance; CW: Chilled water – agua refrigerada) Fuente: Thermodynamics of information technology data center.

2.5.4. Reducción de las necesidades de refrigeración.

Son muchos los factores que deben considerarse para desarrollar un plan de mejora de la eficiencia del sistema de alimentación y refrigeración del CPD. Quizás una de las formas más simples y baratas es mejorar el “layout” o la disposición de todos los aparatos que componen el CPD. Algunas medidas prácticas se detallan a continuación:

1. Organizar los equipos TI en pasillos calientes y fríos.



2. Correcto posicionamiento de los equipos TI, para que se pueda controlar el flujo de aire entre

los pasillos calientes y fríos, y así evitar la recirculación del aire caliente a las tomas de aire

refrigerado.

3. Uso de intercambiadores de calor de agua o de un líquido refrigerante.

4. Mejora de la eficiencia de enfriamiento del rack mediante el empleo de un intercambiador de

calor en la parte trasera del mismo que provenga de un sistema de refrigeración cerrado que

disipe calor de los sistemas informáticos de alta densidad, además del sistema de refrigeración

por aire convencional. Del mismo modo, la optimización del flujo de aire en el interior del rack

puede aumentar la eficiencia energética. Algunas de las más sencillas son:

Despejar los conductos del aire refrigerado del entresuelo de obstáculos, para que la

corriente de aire frío pueda llegar en las condiciones óptimas a la rejilla de salida, sin

pérdidas de carga. Para ello, el diseño de la disposición de los cables es una tarea

primordial.

Garantizar que las rejillas por las que se inyecta el aire frío se encuentran en los lugares

deseados para la correcta refrigeración de los racks.

Decidir el modo más eficiente para refrigerar el CPD con el objeto de evitar tanto los

puntos calientes (hot spots) como los fríos (cold spots):

− Los CPD antiguos utilizaban la técnica de refrigeración “room based”, consistente

en refrigerar en conjunto la superficie total del CPD. Hoy en día, debido al

aumento de la potencia instalada por rack de los últimos años, esta práctica está

en desuso pues resulta muy ineficiente.

− Una variante de la técnica anterior consiste en asignar un área del CPD a cada

unidad CRAC.

− Otra alternativa sería asignar un CRAC a cada fila, o incluso, realizar la llamada

refrigeración por rack, en la que se instala un CRAC dentro de cada rack. Estas dos

últimas son las más utilizadas cuando la potencia instalada en cada rack es muy

elevada. (Figura 10)

Para tomar cualquiera de estas medidas es necesario monitorizar y analizar el flujo de aire y la distribución de temperaturas que tienen lugar en el CPD. Para ello se utiliza la tecnología de medición móvil o Mobile Measurement Technology (MMT), que permite visualizar y entender el perfil térmico en tres dimensiones. Con el propósito de identificar los puntos de mayor ineficiencia para poder eliminarlos. Una vez diagnosticados se resultará en un mayor ahorro energético al reducir las necesidades de refrigeración; y, por tanto, se reducirán los costes.



Figura 10: Representación en planta de las configuraciones de refrigeración: en área, por fila o por rack. Las flechas azules muestran el flujo de aire de refrigeración introducido en cada configuración. Fuente: The Advantages of Row and Rackoriented Cooling Architectures for Data Centers.

2.5.5. Mejora de la infraestructura física.

La eficiencia de los equipos que dan soporte a toda la infraestructura del CPD ha mejorado considerablemente en los últimos años. Se puede reemplazar el refrigerador (chiller) o los sistemas de alimentación ininterrumpida (SAI) o UPS, que han estado en servicio durante 15 años o más, lo que resultará en ahorros sustanciales.

De hecho, los nuevos sistemas UPS de alta gama presentan hasta un 70% menos de pérdidas que los equipos tradicionales.

Los nuevos sistemas de refrigeración pueden mejorar la eficiencia hasta en un 50% [12].

También se pueden instalar nuevos sistemas de enfriamiento con variadores de velocidad, que reducen el uso de energía en los sistemas de bombeo y permiten un mejor intercambio de calor entre el aire caliente y el líquido del sistema de refrigeración. Los economizadores de agua (water-side economizers), que utilizan el aire exterior para enfriar directamente el agua, pueden reducir aún más la energía necesaria para enfriar el CPD. La capacidad y eficiencia de estos sistemas de refrigeración que utilizan agua fría pueden aumentarse con los sistemas de almacenamiento térmico, que almacenan la energía generada por la noche, cuando los refrigeradores suelen operan más eficientemente, para luego liberarla durante el día, cuando los costes de energía son mayores.

La entrada del aire refrigerado al CPD también puede hacerse más eficiente, por medio de sistemas HVAC centrales (heating, ventilation, and air conditioning) o unidades CRAC de velocidad variable. Los HVAC centrales tienden a ser más eficientes, porque se trata de sistemas más grandes y más orientados a aprovechar el aire frío del exterior (gratis), siempre y cuando las temperaturas sean lo suficientemente bajas para cumplir con los requisitos necesarios.

Por otro lado, las unidades CRAC proporcionan una mayor flexibilidad a la hora de administrar la refrigeración del CPD.



Una forma alternativa de ahorrar energía y mejorar la capacidad de enfriamiento del CPD, sin modificar el equipamiento de la instalación, es rebajar los requisitos de humedad relativa y temperatura en el CPD, generalmente impuestas por la presencia de hot y cold spots. Por tanto, su eliminación relajará las condiciones de funcionamiento, ayudando a su vez, a reducir la energía necesaria para operar el CPD.

Sin embargo, no sólo es posible reducir el consumo de energía del CPD, también se puede reducir su huella de carbono haciendo uso de fuentes de energía más ecológicas y sostenibles. En este aspecto, la integración de fuentes de energía renovables para el suministro de electricidad como: solar, eólica, hidráulica, biomasa o incluso sistemas de cogeneración, es una forma eficaz de reducir la dependencia de combustibles fósiles. De hecho, muchas empresas con la posibilidad de reubicar o abrir nuevos CPD están eligiendo ubicaciones que permiten el uso de estas fuentes de energía renovable como parte de su estrategia ambiental corporativa, como:

El CPD de Google en Hamina, Finlandia. Éste se refrigerará única y exclusivamente con agua del mar. El agua fría se hace pasar por unos intercambiadores de calor para eliminar el calor proveniente de los servidores, y después se mezcla el agua caliente resultante con una corriente de agua fría para retornarla al mar, aproximadamente a la misma temperatura con la que se recogió.

El CPD de Google en Saint-Ghislain, Bélgica, se construyó sin refrigeradores (chillers) pues la temperatura ambiente es, durante todo el año, menor que la necesaria dentro del CPD.

El NCAR Wyoming Supercomputer Center (NWSC) [13] es un buen ejemplo de un “green data center”, diseñado para presentar un PUE de 1.1, gracias al diseño de unas torres de refrigeración especiales que permitirán ahorrar cuatro millones de galones (1 galón equivale a 3,7854 litros) de agua al año. El calor proveniente de la refrigeración se utiliza para derretir la nieve y el hielo de las pasarelas exteriores y del tejado, y como calefacción para la zona de oficinas. Se está construyendo con materiales reciclados y utilizará la luz exterior como iluminación.

El CPD de Facebook en Luleå, Suecia, comenzará a operar a partir de marzo de 2013. Luleå es

una población ubicada a cien kilómetros del Círculo Polar Ártico. El emplazamiento es similar al

elegido por Google hace poco más de dos años para construir su CPD de Hamina. En cuanto al

clima, Luleå tiene una temperatura media anual de 2ºC y nunca ha estado por encima de los

30ºC durante más de 24 horas en los últimos 50 años. A tenor de estas cifras y según los planes

de la red social, su nuevo CPD apenas requerirá refrigeración que no sea natural.

2.5.6. Gestión del flujo de aire. La principal medida a adoptar es tratar de evitar la mezcla de las corrientes de aire frío con las calientes. Para aumentar la eficiencia del flujo de aire, debe existir un camino despejado, por donde viaje el aire refrigerado bajo el falso suelo, para llegar a las zonas deseadas. Y permitir una ruta de acceso para que el aire caliente regrese a las unidades CRAC, por la parte superior de la sala. En la medida de lo posible hay que intentar:

Agregar o quitar rejillas de ventilación.



− Quitar las rejillas de ventilación de los pasillos calientes y de las áreas abiertas.

− Agregar nuevas rejillas en las zonas donde la carga de calor sea muy intensa.

− Utilizar rejillas de ventilación regulable para optimizar el reparto de aire de refrigeración.

Cerrándolas en parte para reducir la cantidad de aire frío emitido en las zonas de menor

temperatura, y abrirlas completamente en las áreas que presenten mayores ineficiencias.

Mejorar el flujo de aire a través de los racks.

− Cuando sea posible, evitar la mezcla de aire caliente y frío. Para ello, se pueden instalar

paneles ciegos en los racks que tengan espacio suficiente.

− Facilitar en la medida de lo posible el paso del aire frío para eliminar el calor generado por

los servidores, así como evitar el retorno del aire frío a la unidad CRAC.

Canaladuras y conductos de los cables.

Las canaladuras en los CPD de suelo elevado afectan a la distribución del aire y reducen la presión estática del mismo bajo el suelo. Es conveniente bloquear estas aperturas mediante espumas, paneles, etc. De esta manera, se reducirá la pérdida de carga por el falso suelo y llegará más aire allí donde es requerido.

Figura 11: Canaladura. Fuente: Smarter Data Centers: Achieving greater efficiency.

La figura 11 muestra una de estas canaladuras. Como se puede observar se están produciendo fugas de aire, lo que reduce la presión en el conducto y, en consecuencia, la eficiencia.

Figura 12: Sealed tile with pillows Fuente: Smarter Data Centers: Achieving greater efficiency.



La figura 12 muestra unas espumas con las que se intenta sellar la salida de los cables. Este tipo de solución, pese a parecer muy rudimentaria, reduce enormemente la fuga innecesaria del aire refrigerado al CPD.

Eliminar las obstrucciones en el entresuelo.

Este tipo de obstrucciones pueden conducir a un aumento de la presión estática, lo que puede tener un efecto de retroceso en el flujo. La figuras 13, 14 y 15 muestran algunos ejemplos de los obstáculos que la corriente de aire frío puede encontrar en su camino por el entresuelo.

Figura 13: Una maraña de cables obstaculiza el paso de aire en el entre suelo. Fuente: Smarter Data Centers: Achieving greater efficiency.

Figura 14: Tuberías para transportar el agua de refrigeración a las unidades CRAC. Fuente: Smarter Data Centers: Achieving greater efficiency.



Figura 15: Impedimentos para el avance del flujo de aire en el entresuelo. Fuente: Considerations for the Cisco Data Center Network Architecture.

La mejor forma de evitar este problema es utilizar bandejas de cables, como las de las figuras 16 y 17, para reducir el cableado en el entresuelo y evitar restringir el flujo de aire.

Figura 16: Ejemplo de bandejas verticales para el cableado. Fuente: Smarter Data Centers: Achieving greater efficiency.



Figura 17: Ejemplo de alimentación y el cableado por la parte superior. Fuente: Considerations for the Cisco Data Center Network Architecture.

2.5.7. Aislamiento del CPD. Dadas las estrictas condiciones de temperatura y humedad que debe haber en el CPD es de vital importancia su aislamiento del exterior. Para ello se recomienda: aislar térmicamente las paredes y el techo del CPD, sellar herméticamente el perímetro de la sala, usar cortinas de PVC a modo de separadores o puertas y, en caso de ser necesario, utilizar la doble ventana. 2.5.7.1. Contención de los pasillos fríos y calientes

La configuración de pasillo caliente y pasillo frío permite gestionar muy bien el flujo de aire intentando no mezclar las corrientes calientes y frías, como sucede en el modelo informático de la figura 18. En la imagen se observa como el aire refrigerado se expulsa en su correspondiente pasillo a una velocidad bastante superior a la recomendada superando la fila de rack. Es decir, se mezcla directamente con el aire caliente de la sala en lugar de incidir en la parte delantera del rack, y así refrigerar su interior; para después salir por la trasera y, al ascender, ser absorbido por el CRAC.

Figura 18: La mayoría del aire frío suministrado por las rejillas de los pasillos fríos sobrepasa los racks y llega directamente a los pasillos calientes. Fuente: Google’s Green Data Centers: Network POP Case Study.



Existen, principalmente, tres formas para contener los flujos en esta configuración:

1. Estacionaria: En esta solución, se montan paneles endurecidos que se extienden desde el techo hasta los propios racks de TI, creando así un recinto cerrado con puerta que permite separar la zona fría de la caliente. Una vez adoptada esta solución, la reorganización de los racks sería una tarea difícil.

2. Chimeneas de aire caliente: en este caso las chimeneas se colocan rigurosamente en la parte superior de los racks para canalizar el aire caliente hacia los conductos de aire de retorno, que lo conducen a la unidad CRAC. De esta forma, se evita la mezcla de aire caliente con aire frío. Una variante de este método es colocar armazones metálicos que incrementen la altura de la unidad CRAC para que la absorción del aire caliente sea más efectiva (figura 19). Esto es, que no se absorba el aire caliente directamente de un pasillo caliente, o para evitar la mezcla de corrientes frías y calientes en la zona de retorno del aire a la unidad CRAC. En el primer caso, el termostato del CRAC percibiría una temperatura más elevada falsa que haría que el CRAC funcionase más veces de las debidas, o a un régimen superior al estrictamente necesario. En el segundo, se estaría reduciendo la eficiencia del aparato, ya que cuanto más caliente regrese el aire a la unidad CRAC, mayor transferencia de calor tiene lugar. En este sentido, siempre que sea posible convendrá colocar las unidades CRAC delante de los pasillos calientes, pese a que esta disposición obligue a aumentar la velocidad y presión del flujo de aire frío.

Figura 19: CRAC con una extensión en la zona de absorción de aire. Fuente: Google’s Green Data Centers: Network POP Case Study.

3. Cortinas de PVC: se utilizan cortinas de PVC para crear pasillos calientes o fríos. Se trata de una solución barata, fácil y rápidamente desplegable. Esta configuración crea pasillos de aire independientes minimizando su mezcla, lo que mejora enormemente la eficiencia de los sistemas de refrigeración. Sin embargo, no son todo ventajas, se ha de verificar, encarecidamente, el grado de resistencia al fuego de las cortinas.



En las figuras 20 y 21 se presentan dos ejemplos de este último método de contención implementado en un CPD para administrar los pasillos calientes y fríos.

Figura 20: CPD IBM - SWG en la India. Fuente: Smarter Data Centers: Achieving greater efficiency.

Figura 21: Las cortinas de PVC también se pueden utilizar para aislar elementos importantes del CPD que necesiten unas condiciones de funcionamiento diferentes del resto, como es el caso de la UPS de la imagen. Fuente: Google’s Green Data Centers: Network POP Case Study.

Por último resaltar que colocar estratégicamente particiones o hendiduras en el techo pueden ayudar a evitar la recirculación del aire caliente hacia la entrada de los servidores.

2.5.8. Canalización del flujo de aire. El enfoque convencional comentado hasta el momento es el de enviar el aire frío a los pasillos correspondientes por medio de ventilaciones en el suelo, lo que resulta en ineficiencias térmicas y de humedad en la medida en que la corriente fría se junta con la caliente. Es más, en este tipo de



configuración se hace necesario enviar una gran cantidad de aire frío a través de los respiraderos a los racks para que los servidores de la parte superior puedan recibir aire refrigerado. Este problema puede solucionarse con un conducto de aire. Éste proporcionará un flujo de aire controlable, equilibrado, en cuanto a su temperatura y el grado de humedad, y constante al equipo instalado en el correspondiente rack. De aquí se deriva un aspecto realmente importante, ya que al reducirse el volumen de temperatura constante que envuelve al rack, es posible aumentar la temperatura del aire frío suministrado por la unidad de aire acondicionado. Pues ya no habrá que hacer frente a los fuertes gradientes térmicos que tienen lugar en la configuración convencional. Por tanto, al reducir la temperatura del aire refrigerado a suministrar, se consigue un ahorro enorme de los costes de refrigeración. Hay nueve formas para conducir la corriente de aire hacia y desde el equipo TI. Estos métodos se diferencian entre sí en: rendimiento, coste y facilidad de aplicación. Existen tres métodos, tanto para suministrar como para recibir el flujo de aire entre el CRAC y la carga:

Ambiental.

Localmente canalizada o focalizada.

Totalmente canalizado o focalizado.

La figura 22 muestra las nueve posibles combinaciones.



Figura 22: Las nueve formas posibles de orientar el flujo de aire en un CPD. Fuente: Facilities Considerations for the Cisco Data Center Network Architecture.

En la referencia [16] se describen a fondo cada uno de estos métodos de distribución del flujo de aire. En la figura 23 se representa un esquema de un sistema de refrigeración totalmente canalizado y su instalación en el CPD de desarrollo e investigación de IBM en Boeblingen, Alemania.



Figura 23: Ejemplo de instalación con sistemas de refrigeración canalizados en el IBM Research & Development center en Boeblingen. Fuente: Smarter Data Centers: Achieving greater efficiency.

Como ejemplo, este método incluye las siguientes mejoras:

Condiciones estables de temperatura y humedad en el flujo de aire que rodea al rack.

Esperado aumento de la vida útil del hardware debido a su operación a temperaturas más

bajas.

Aumento de la eficiencia energética debido a la reducción de fugas de aire refrigerado, así

como, una disminución de la mezcla de aire frío y caliente.

Reducción del nivel de ruido.

Control adaptable del flujo de aire.

Instalación no muy complicada.

2.5.9. Equipos de refrigeración localizada. Refrigeración líquida. Este tipo de equipos se utilizan para refrigerar o eliminar los hot spots que pueden aparecer en un CPD. Evitando así que el aire frío suministrado desde las unidades CRAC tenga que viajar hacia el rack y, a continuación, volver a las unidades de absorción de aire. El objetivo es proporcionar refrigeración líquida localizada colocando los intercambiadores de calor en estos puntos. Al situar los intercambiadores de calor directamente en la fuente de calor, disminuye la necesidad de contar con una unidad CRAC. Esto aumenta la eficiencia de las unidades CRAC restantes y la capacidad de refrigeración del CPD. Además, el uso de refrigeración líquida no es algo nuevo en el entorno TI de un CPD. Ya se utilizaba en la década de 1980 para los mainframes (un tipo de servidores). Hoy en día, esta idea ha resurgido debido a la creciente demanda de refrigeración de los nuevos tipos de servidores de alto rendimiento, como los llamados servidores blade, y al aumento de la densidad de equipos. En estos casos, la refrigeración por aire es incapaz de mantener las condiciones térmicas necesarias. Por lo que se introducen los intercambiadores de calor directamente en los racks, ya sea en la parte



inferior, superior, frontal o en un lateral. E, incluso, se han desarrollado sistemas especiales de refrigeración individuales e internos a cada rack. 2.5.9.1. Refrigeración individual del rack.

Estos “racks de refrigeración autónoma” canalizan el aire caliente proveniente de la parte de atrás de los servidores a través del refrigerador “in-row” y lo liberan en la parte frontal del rack para que inicie de nuevo el ciclo. El hecho de conducir el aire caliente directamente, sin salir del rack, hacia el serpentín del condensador aumenta la eficiencia del proceso considerablemente. Además, en esta configuración el aire caliente no se puede mezclar con el aire frío, lo que hace que tenga lugar la máxima transferencia de calor. Por otro lado, la cantidad de rechazo de calor va a depender del tamaño del rack en el que se instale. Luego un correcto dimensionamiento será imprescindible para poder sacar el máximo partido.

Figura 24: APC InfraStruXure para CPD modulares y escalables. Fuente: Smarter Data Centers: Achieving greater efficiency.



Figura 25: APC InfraStruXure HD – APC Symmetra UPS, PDU, NetShelter SX Racks, and InRow RC Cooling Unit. Fuente: Best Practices for Designing Data Centers with the InfraStruXure InRow RC.

2.5.10. Evacuación del calor: los refrigeradores.

No hay duda que el sistema HVAC es el mayor consumidor de energía en el conjunto del CPD en lo que se refiere a la refrigeración del mismo. Cada tipo de refrigerador opera de forma diferente dependiendo de las condiciones ambientales. Por ello, es importante entender cuál es el tipo de refrigerador correcto para cada CPD. El HVAC está formado por:

1. Refrigerador (chiller): dispositivo que enfría el agua que se utiliza como medio de

transferencia para extraer el calor del flujo de aire proveniente del CPD.

2. Bomba de agua (pump): se encarga de impulsar el agua en el circuito de refrigeración.

3. Air handling unit (AHU): enfría o calienta el aire exterior dependiendo de la temperatura

ambiente y de la temperatura requerida dentro del CPD.

2.5.11. Tipos de refrigeradores.

Los refrigeradores por aire y por agua pueden utilizar varios tipos de compresores, en función del modo en que son gobernados: con un pistón, tornillo o centrífugos (reciprocating, centrifugal, and screw driven compressors).



Los enfriadores que utilizan aire frío para refrigerar utilizan un ventilador que impulsa el aire hacia el serpentín caliente para que éste ceda calor al ambiente. Este tipo de unidades utilizan más energía que los sistemas de refrigeración líquida, ya que una superficie húmeda favorece la transferencia de calor en mayor medida que una superficie seca. Una forma de aumentar la eficiencia de un refrigerador por aire es anteponer un evaporador en la zona de admisión de aire. Este evaporador enfría el aire antes de ser impulsado hacia el serpentín del condensador, lo que permite alcanzar una mayor transferencia de calor. Los enfriadores refrigerados por agua se utilizan en aplicaciones que necesitan una gran capacidad de rechazo de calor. En este caso, la transferencia de calor se realiza en una torre de refrigeración, que evacúa el calor al ambiente por evaporación. Este tipo de enfriador sólo resultaría rentable si se posee una fuente de agua cercana, como un río o un lago. Pues la torre de refrigeración requiere un mayor mantenimiento, porque el condensador de agua tiende a acumular depósitos minerales y requiere tratamientos químicos para eliminar la posibilidad de legionela. Un enfriador refrigerado por agua requiere mucha menos energía que un enfriador refrigerado por aire. Una opción muy interesante es la de utilizar el agua caliente para calefacción de edificios o piscinas.

Las diferencias de eficiencia entre los tres compresores:

Reciprocating compressors: son los menos eficientes. Normalmente se configuran para

ejecutarse en tres etapas, que son 33%, 66% y 100%. Cuando el requerimiento de carga es

sólo del 25%, el 8% adicional se genera y se desecha.

Centrifugal compressors: son más eficientes porque tienen menos partes móviles.

Screw driven compressors: son los más eficientes. Son capaces de adaptarse a la carga

requerida, ya sea del 10% como del 100 % de su capacidad.

Gracias a los últimos avances en la tecnología los nuevos enfriadores tienen un rendimiento superior al 50%. También se pueden instalar nuevas plantas de refrigeración con control de velocidad, lo que conlleva reducir el consumo de energía del sistema de bombeo y permite una mejor integración del líquido de refrigeración en la infraestructura de agua fría. Los economizadores con agua utilizan directamente el aire exterior para enfriar el agua, lo que reduce aún más la energía consumida.

2.5.12. Bombas regulables.

Las bombas regulables o variable-speed drive (VSD) pumps ajustan automáticamente la presión de salida en función de la demanda. Una bomba estándar funciona al 100% de carga independientemente de la demanda. Este sistema de regulación se puede agregar a las bombas existentes, aumentando su eficiencia y reduciendo el consumo de electricidad. 2.5.13. Economizadores que permiten el uso del “free cooling”.

Hay dos tipos de economizadores:



2.5.13.1. Economizadores por aire (Air-side economizers).

El uso de este tipo de economizadores va a venir determinado por la ubicación del CPD, pues lo ideal es que reciban un suministro constante de aire fresco y limpio. La ventaja de esta clase de economizadores es que utilizan directamente el aire exterior para su uso en el CPD. Una alternativa posible, sería estudiar su utilización durante la noche. Sin embargo, habrá que prestar especial atención a la calidad del aire en el entorno del CPD, ya que la contaminación exterior y la existencia de partículas en el aire ambiente podrian penetrar en el CPD. Por otro lado, recuérdese la importancia de las condiciones exteriores para este tipo de tecnologías en lo que se refiere a temperatura y humedad.

2.5.13.2. Economizadores con agua (Water-side economizers).

Utilizan aire frío para generar agua refrigerada en el condensador y cubrir, parcial o totalmente, las exigencias de enfriamiento de la instalación. Siempre y cuando el aire exterior sea lo bastante frío, los economizadores de agua asumirán parte o toda la carga del refrigerador, o dicho de otra forma, se estaría con siguiendo un cierto número de horas diarias de “free cooling”.

2.6. Legislación vigente.

2.6.1. Unión Europea.

2.6.1.1. Introducción. Hoy en día, son muchas las empresas que, para asegurar la continuidad y fiabilidad de sus CPD, consumen cantidades redundantes de electricidad, en lo que se refiere a fuentes de alimentación y sistemas de refrigeración. Sin percatarse por otro lado que, además, muchos de los sistemas TIC que se están ejecutando con una tasa de utilización media o, incluso, baja. En su día, este sobredimensionamiento para garantizar la disponibilidad y sus costes asociados eran tildados de insignificantes para la marcha del negocio. Ya que el precio del kWh era relativamente bajo en comparación con el presupuesto disponible para las TIC; así como, la responsabilidad ambiental no formaba parte de la misión del departamento de las TIC. Sin embargo, con el acusado aumento del precio de la electricidad de los últimos años, los gastos operacionales y el coste de poseer un CPD, debido al impacto ecológico de la energía consumida, dejan de ser despreciables, por no decir preocupantes. Se espera, en un futuro próximo, que la electricidad consumida en los CPD - ya sean públicos o privados - incluidos los servidores de la empresa, los equipos TIC, los equipos de refrigeración y los equipos de suministro energético, representen una parte sustancial de consumo de electricidad del sector comercial de la Unión Europea. De hecho, se ha estimado que el consumo de electricidad en Europa Occidental para el año 2007 fue de 56 TWh, y se prevé que aumente a 104 TWh para el año 2020 [1]. Esta previsión plantea un serio problema para las políticas ambientales y energéticas de la UE. Muchos de los dueños de los CPD no son conscientes de los potenciales beneficios financieros, ambientales e infraestructurales que la mejora de la eficiencia energética de sus instalaciones les puede reportar. Sin embargo, conseguir un CPD más eficiente es un desafío multidisciplinar que



requiere un esfuerzo orientado a un único fin: optimizar la distribución de energía, la infraestructura de refrigeración, el equipo TI y el movimiento de información. A nivel europeo, el 30 de octubre de 2008, la Comisión Europea elaboró un código de conducta en respuesta al creciente consumo de energía de los CPD y la necesidad de reducir su impacto ambiental, económico y el suministro eléctrico. Su objetivo es el de informar y estimular a los usuarios y propietarios de los CPD para reducir su gasto energético de una forma rentable sin obstaculizar su función. Sin embargo, para lograr este objetivo es necesario mejorar la comprensión de la demanda de energía en el CPD, aumentando la sensibilización y recomendando las técnicas más eficientes en su consecución. Es de resaltar que al tratarse de un código, y no de una ley propiamente dicha, se trata de una iniciativa voluntaria con la que pretende reunir a todas las partes involucradas: fabricantes, proveedores, consultores, dueños y usuarios. De esta manera, se espera que las partes firmantes acaten una serie de compromisos para lograr el objetivo acordado. En resumen, este código de conducta propone, a todas aquellas empresas que operen en la UE, principios generales y soluciones prácticas que permitan hacer un uso más eficiente y económico de la energía consumida, sin poner en peligro la fiabilidad y continuidad operativa de los servicios prestados por el CPD. 2.6.1.2. Alcance del código de conducta. Pese a que un CPD consta de dos partes bien diferenciadas: el propio equipo TI y el que da soporte al mismo, el código de conducta examina el CPD como un sistema completo, tratando de optimizar al mismo tiempo el sistema y su infraestructura para satisfacer los servicios requeridos de la manera más eficiente. Inicialmente, utiliza la relación entre la energía invertida en el equipo TI y la destinada a los equipos que le dan soporte, como primera medida clave para evaluar la eficiencia del CPD. Esto se notará como la “eficiencia de la instalación” o “facility efficiency”. A su vez se ocupará de la eficiencia con que el equipo TI utiliza la energía consumida, denotada como “eficiencia de los activos” o “asset efficiency”. Puesto que todavía no se he llegado a un consenso en cuanto a la forma de medir la eficiencia de los CPD, el código de conducta adoptará medidas más amplias que pueden abarcar, también, el diseño de los sistemas TI, el grado de utilización del hardware y su eficiencia. Por tanto, para poder evaluar la eficiencia de un CPD en su conjunto deben considerarse la “facility efficiency” y la “asset efficiency”. Por tanto, el código de conducta presenta dos alcances separados en dos niveles: el que se refiere al equipo TI en concreto y el que tiene en cuenta el CPD en su conjunto.

El primero de ellos, abarca el equipo típicamente utilizado en los CPD necesario para la prestación de los servicios de manejo de datos, internet y comunicación. Este primer peldaño, incluye toda la energía utilizada por: los equipos TI propiamente dichos (servidores, servidores blade, equipos de almacenamiento y de comunicaciones), equipos de refrigeración (CRACS) y equipos de suministro de electricidad (UPS y UDS) y equipo diverso (iluminación).



En el segundo, el código de conducta propone medidas que optimizan la interacción entre los equipos y el diseño del sistema (por ejemplo, mejoras en el proceso de refrigeración, correcto dimensionamiento de las unidades necesarias para refrigerar, mejoras en el diseño del CPD para una correcta gestión del flujo de aire y la distribución de temperatura, óptima selección del modo de distribución de la energía eléctrica), para minimizar el consumo de energía a nivel global.

Por último, mencionar que el código de conducta afecta tanto a los CPD existentes como a los que vayan a entrar en servicio. 2.6.1.3. Propósitos y objetivos del código.

Desarrollar y promover un conjunto de medidas de fácil comprensión para medir la eficiencia actual y mejora, avanzando junto con otras industrias mediante listados de liderazgo.

Proporcionar un foro de debate y proceso abierto que represente los requerimientos de las partes involucradas a nivel europeo.

Elaborar un conjunto de principios a los que poder remitirse y con los que poder trabajar en colaboración con otras iniciativas internacionales.

Sensibilizar a los administradores, propietarios, inversores con información específica y material sobre la oportunidad que ofrece la mejora de la eficiencia. Esta información será difundida mediante comunicados y campañas informativas patrocinadas por organismos gubernamentales de la UE y a nivel nacional, considerados organizaciones independientes e imparciales. Además, los proveedores de servicios y equipos eficientes, así como otras organizaciones (como, por ejemplo, la Asociación Green Grid) pueden convertirse en patrocinadores de estas campañas.

Crear y proporcionar una herramienta rentable para la industria que permita implementar las prácticas de ahorro de energía.

Desarrollar compromisos prácticos y voluntarios que permitan, al implantarse, mejorar la eficiencia energética de los CPD y, con ello, reducir el TCO (Total Cost Ownership).

Determinar y acelerar la aplicación de tecnologías eficientes energéticamente.

Fomentar el desarrollo de herramientas que promuevan prácticas energéticamente eficientes.

Sugerencias para el abastecimiento de nuevo inventario, de acuerdo a: las especificaciones del Energy Star Programme, y otros Códigos de Conducta, en caso de estar disponibles. En este aspecto destacan las recomendaciones recogidas en las Best Practices.

Supervisar y evaluar las acciones para determinar correctamente el progreso y las áreas de mejora.

Fijar objetivos de eficiencia energética, para los dueños y usuarios de CPD públicos y privados. Estos objetivos están diferenciados según el tamaño y estado de cada CPD, su ubicación geográfica, el ROI (Return on Investment), etc.

Proporcionar una referencia para el resto de participantes. Los valores del código de conducta van más allá del número de empresas firmantes y comprometidas, pues los principios descritos son también de aplicación por otras empresas, que prefieran no realizar un compromiso público. El Código Europeo de Conducta presenta objetivos y directrices aplicables a cualquier CPD.



2.6.1.4. Supervisión y Obligaciones. El código de conducta está dirigido principalmente a los propietarios de los CPD y sus usuarios, recogidos como “Participants” en el documento, y en segundo lugar a los proveedores y miembros de toda la cadena de suministro del servicio, englobados bajo el término “Endorsers”.

1. Participants.

Los propietarios y operadores de los CPD pueden convertirse en “participantes” comprometiéndose a cumplir un subconjunto de los compromisos descritos y detallados en los anexos del Código de Conducta, con una cronología indicativa de la implementación de los mismos. Además, deberán escribir regularmente informes que notifiquen los resultados obtenidos a fin de garantizar la consistencia energética y ambiental del código de conducta. Cada “participant” fijará el alcance (descripción del CPD, del edifico y de los lugares donde se implantarán las medidas de eficiencia energética) y naturaleza (especificación de la ubicación y medidas que la empresa piensa llevar a cabo, descritas en el Anexo C del Código de Conducta) de su compromiso. Una vez aprobado el Plan de Acción y aceptada la entidad como “Participant”, ésta debe implementar el Plan de Acción siguiendo el cronograma elaborado al efecto. El consumo de energía debe controlarse regularmente, tal y como se describe en la sección de monitorización B.2 del anexo 2 del código. A su vez, el “Participant” debe actualizar el listado de las medidas adoptadas en cada informe anual para permitir al DGJRC de la Comisión (Directorate General Joint Research Centre) la realización de un seguimiento de las medidas en relación a los compromisos asumidos.

2. Endorsers.

Serán posibles “endorsers”:

Proveedores.

Consultorías (empresas de diseño, ingeniería, mantenimiento y servicio).

Utilities.

Gobiernos.

Industry Associations/Standards Bodies (por ejemplo, ASHRAE, BCS).

Instituciones educativas. Deben seguir el Código de Conducta para desarrollar productos, soluciones y programas que permitan a los propietarios de los CPD y sus operadores satisfacer las expectativas del Código. Además, las organizaciones que intervengan en algún aspecto del diseño, construcción o funcionamiento de un CPD pueden tomar medidas que contribuyan a los objetivos generales de eficiencia energética descritos en el Código de Conducta. Lógicamente, la naturaleza de estas acciones dependerá de las actividades que la organización realice, por ejemplo:

un fabricante de componentes TI o aire acondicionado puede desarrollar un material específico para incentivar la concienciación sobre posibles medidas de eficiencia



energética, o podría introducir o fomentar el uso de productos altamente eficientes energéticamente.

Las empresas consultoras podrían desarrollar directrices específicas (basadas en la lista de “best practices”) para garantizar que el consumo de energía es un aspecto importante en el proceso de diseño.

Las agrupaciones o asociaciones empersariales podrían elaborar unos estatutos de eficiencia energética ("Energy Efficiency Charter").

Las instituciones académicas o formativas podrían enfatizar y extender el tratamiento del término eficiencia energética.

Las empresas eléctricas podrían estudiar la posibilidad de realizar una gestión activa de la demanda en un CPD.

Las empresas de servicios o Energy Service Companies (ESCOs) podrían impulsar programas para incentivar la toma de medidas energéticamente eficientes en los CPD.

Por tanto, todas las organizaciones que apoyen el Código de Conducta e instiguen a sus clientes a comprometerse con las medidas recogidas en el mismo, serán considerados “Endorsers” del código.

2.6.1.5. Resumen. El Código de Conducta descrito es:

Flexible y abierto, de manera que pueda ser aplicado a una amplia variedad de CPD.

Suficientemente preciso como para garantizar que las empresas participantes conseguirán una parte significativa del potencial ahorro de energía que las medidas propuestas suponen.

Adaptable a la gran variedad de programas nacionales de eficiencia energética.

E involucra a todas las partes implicadas en un CPD: dueños, operadores, proveedores de maquinaria. Los anexos del Código de Conducta se incluyen en el Anexo 1 de este documento.

2.6.2. EEUU

2.6.2.1. Introducción. Son muchas las razones que empujan a las empresas a considerar la realización de proyectos de eficiencia energética. Reducir el consumo energético es una forma de limitar los daños sobre el medio ambiente. Ser respetuoso con éste puede considerarse como una recompensa en sí misma, pero, más allá de ello, ser "verde" mejora la imagen corporativa de una empresa, pues refleja la preocupación ambiental de sus clientes, proveedores, empleados y del público en general. Sin embargo, el motivo principal para utilizar eficientemente la energía es financiero. Pues reducir el consumo de energía conlleva moderar el coste energético, algo crítico hoy en día dada la volatilidad de los mercados energéticos. Pero a este “ahorro directo” logrado al tener que comprar menos



cantidad de energía, hay que añadir los numerosos incentivos financieros que las entidades gubernamentales, organizaciones no gubernamentales (ONG) y asociaciones ofrecen para estimular la adopción de medidas que fomenten la eficiencia. Algunos de estos incentivos toman la forma de pagos para ayudar a sufragar los gastos nacientes de modificaciones en los edificios, reorganización de los métodos de producción y compra de equipos más eficientes, entre otros. Otros incentivos incluyen deducciones fiscales y créditos, así como el acceso a subvenciones y préstamos para financiar estos proyectos. Incluso hay una categoría de incentivos que permiten a las empresas registrar públicamente certificados de eficiencia energética que pueden ser vendidos y traspasados. El aprovechamiento de estos programas puede mejorar el ROI de la empresa. Pero para sacar provecho de ellos, las empresas están obligadas, a menudo, a medir y documentar los beneficios adquiridos al adoptar las medidas eficientes. Sin duda alguna, los CPD son idóneos para este propósito. Ya que todas las funciones que engloban las TIC tienden a tener muy alta demanda de energía, no sólo para hacer funcionar el propio equipo TI, sino también para hacer frente a la elevada demanda de los equipos de refrigeración y distribución del flujo de aire o las pérdidas en la distribución de energía, por poner algunos ejemplos. Además, la subida de precios de la energía, hace que el coste de la electricidad juegue un papel importante en el presupuesto de las TIC. La energía más valiosa a día de hoy es, realmente, la energía no utilizada, acuñada con el nombre de "negawatt". Cada vez más, la eficiencia energética se está convirtiendo en la forma menos costosa y más rápida de satisfacer la creciente demanda mundial de energía y reducir, al mismo tiempo, el impacto global sobre el medio ambiente. En promedio, invertir en eficiencia de energía equivale aproximadamente a un gasto de 2,5 centavos (de dólar) por kWh, una cantidad igual a un tercio del coste de la energía generada en una nueva central. Las consecuencias de estas cifras son muy prometedoras. De acuerdo a un estudio de McKinsey & Company, la adopción de medidas energéticamente eficientes podría reducir el uso de energía hasta un 23% en 2020, lo que equivale a un ahorro total de 1.2 billones de dólares en los Estados Unidos solamente. [3] Dado el crecimiento de Internet y de los servicios online de los últimos años, el conjunto de las funciones TI tiende a ser uno de los principales consumidores de energía en las empresas, con los CPD a la cabeza. El quipo TI típico en un CPD consume hasta 30 veces más energía que un edificio de oficina típico [2]. Por otro lado, en la última década, el coste de la electricidad ha crecido dramáticamente, y algunas predicciones indican que podría llegar a suponer la mitad del presupuesto medio en TI en los próximos años. De ahí que muchas empresas se hayan puesto manos a la obra para alcanzar una reducción considerable de la huella de carbono y de la factura de electricidad. No obstante, estos esfuerzos no sólo están encaminados a ahorrar dinero al reducir el consumo de energía, sino también para beneficiarse de las oportunidades que ciertos incentivos presentan para financiar proyectos que mejoren la eficiencia de las instalaciones. En este apartado se presentarán las subvenciones financieras y los programas de incentivos disponibles en Estados Unidos y Canadá. Éstos pueden proporcionar la financiación necesaria que en muchas ocasiones impide llevar a cabo estas iniciativas de eficiencia energética, permitiendo a los clientes convertirse en “green clients” al mismo tiempo que se benefician del ahorro en la factura energética y reducen los riesgos económicos. 2.6.2.2. Programas de incentivos. Los programas de incentivos están estructurados de manera diferente dependiendo del Estado o región del país en el que el proyecto de eficiencia energética se encuentre. Los proyectos llevados a



cabo en áreas con limitaciones de energía, suelen recibir la financiación necesaria para cubrir la mitad del coste de aquellas medidas donde se desmuestra la reducción del consumo de una cantidad considerable de energía; e, incluso, existen programas que llegan a cubrir la totalidad de los costes de equipamiento para estas medidas. Los factores que van a determinar el tipo de financiación del programa son: la demanda eléctrica general, el consumo en los picos de demanda y la capacidad no utilizada de la red de suministro y de la generación distribuida.

Figura 26: Los beneficios directos e indirectos que los programas de incentivos ofrecen. Fuente: Energy Efficiency Incentives for the Data Center Assessment and Measurement

Estos programas están impulsados por entidades gubernamentales, organizaciones no gubernamentales (ONG) y agencias locales. La Database of State Incentives for Renewable Energy (DSIRE) es el organismo oficial que realiza el seguimiento de los programas de incentivos, pero son las entidades patrocinadoras quienes los proponen [4]. Sin embargo, estos programas están en continuo cambio. De hecho, en muchas ocasiones pueden surgir nuevos en un área determinada sin incluirse en DSIRE. Además, algunos proyectos pueden proporcionar tal ahorro potencial que la organización patrocinadora local podría estar dispuesta a desarrollar nuevos programas para garantizar que el proyecto siga adelante. Una opción es preguntar al proveedor de electricidad qué programas o disposiciones podrían estar disponibles para abordar proyectos que mejoren la eficiencia eléctrica. 2.6.2.3. Estructura. La mayoría de programas de incentivos son financiados, al menos en parte, por los propios contribuyentes. Normalmente, la factura eléctrica mensual incluye un "system benefit charge" (SBC) o una tasa similar. La figura 27 muestra el crecimiento esperado para este tipo de financiación durante los próximos 10 años. En la mayoría de los casos, se requiere que el potencial beneficiario del programa haya pagado regularmente la SBC para ser elegido. En algunas ocasiones, los grandes



consumidores de energía que han negociado una tarifa con la distribuidora local, tienen vetado el acceso a estos programas por no haber pagado la SBC.

Figura 27: Previsión de los fondos recaudados a los contribuyentes en los próximos años. Fuente: Energy Efficiency Incentives for the Data Center Assessment and Measurement.

A menudo, los programas presentan límitaciones de presupuesto, aunque éstas son muy variables. La mayoría de los programas consisten en un incentivo económico fijo en función del proyecto, del lugar en que se desarrolle o del cliente, o una combinación de los tres. Pues previamente a la adjudicación de la ayuda, los administradores de los programas preparan un análisis coste-beneficio que puede consistir en un simple análisis de la amortización del proyecto o en un análisis detallado de todos los gastos a tener en cuenta [5] para prever y comparar los posibles costes frente al potencial ahorro anual pronosticado. Los proyectos que permitan recuperar la inversión en un corto periodo de tiempo pueden no ser aptos para la obtención de la financiación pues, probablemente, podrían realizarse sin el incentivo económico correspondiente. Del mismo modo, aquellos proyectos que necesiten largos períodos de tiempo para resultar rentables (por ejemplo, más de 10 años) tampoco podrían benefciarse de estos programas de incentivos, ya que el ahorro atribuible a la reducción de la demanda eléctrica puede no superar el desembolso de capital inicial. Los programas de incentivos se estructuran de manera que los proyectos elegibles se clasifiquen en dos categorías:

1. Pre-qualified incentives: a menudo denominados incentivos "prescriptive" o "rebates". Estos programas aseguran una cantidad de dinero fija para medidas comunes de ahorro eléctrico, como la sustitución del alumbrado por bombillas de bajo consumo (CFL bulbs) o de un motor por otro de mejor rendimiento. En el caso concreto de un CPD, las posibles medidas respaldadas por este tipo de programas se recogen en la figura 28.



Figura 28: Ejemplos de potenciales medidas incluidas en los pre-qualified incentives. Fuente: Energy Efficiency Incentives for the Data Center Assessment and Measurement.

2. Custom Incentives: (incentivos a medida) A veces denominados incentivos de “rendimiento”.

Estos programas permiten mayor flexibilidad al cliente para diseñar e implementar proyectos más complejos que reducirán la demanda eléctrica de forma permanente, pero en los que este ahorro de energía no puede cuantificarse fácilmente. A fin de beneficiarse de estos “incentivos personalizados”, los clientes han de diseñar un plan de verificación y medición para documentar el proceso seguido para estimar el ahorro de energía (para poder optar al programa), así como las medidas realizadas para validar que, efectivamente, se ha logrado el objetivo una vez terminado el proyecto (para poder recibir los fondos). Entre las actividades típicas a realizar en los programas de incentivos a medida destacan:

Documentación.

Cálculo y análisis del ahorro energético.

Métodos de cálculo.

Plan de actuación.

Suposiciones e hipótesis adoptadas.

Cut sheets.

Monitorización de los consumos.

Los programas de incentivos personalizados suelen ofrecer un pago fijo por cada kWh de ahorro al año, hasta un porcentaje dado del coste total del proyecto. Por otro lado, estos pagos pueden verse limitados si no se cumple la normativa estatal, por ejemplo, de eficiencia mínima como es el caso de la ENERGY STAR; o unas directrices encaminadas a buenas prácticas a nivel industrial, como las desarrolladas por la American Society of Heating, Refrigerating, and Air-Conditioning Engineers (ASHRAE) para proyectos HVAC (Heating, Ventilation, and Air Conditioning).

La figura 29 identifica algunos de los proyectos de eficiencia energética que podrían incluirse dentro de los programas de incentivos personalizados.



Figura 29: Ejemplos de proyectos finaciados por los incentivos a medida. Fuente: Energy Efficiency Incentives for the Data Center Assessment and Measurement.

Por último, mencionar las deducciones fiscales (federal tax deductions). Los proyectos que mejoren la eficiencia energética y cumplan con unas directrices específicas, a determinar en cada caso, pueden sumar a los programas locales y estatales una deducción de impuestos. Por ejemplo, la ley de política energética de 2005 (Energy Policy Act of 2005 - EPACTA) estableció un programa para dar deducciones fiscales a edificios comerciales que incorporasen mejoras costructivas, en la iluminación y en la climatización (HVAC) del edificio. Los proyectos candidatos deben cumplir unos requisitos bastante estrictos y el alcance del proyecto suele estar limitado. Esta medida consiste en una única deducción en el año de aplicación de las medidas. La EPACT presenta una escala de incentivos de hasta 1,80 $ por pié cuadrado, en función del área mejorada en proporción a la superficie total del edifico, y al grado de eficiencia alcanzado en relación a los edificios de referencia que han implementado las best practices pertinentes. La figura 30 presenta el proceso a seguir a la hora de solicitar un programa de incentivos.

Figura 30: Fases de un programa de ahorro energético. Fuente: Energy Efficiency Incentives for the Data Center Assessment and Measurement.



2.7. Virtualización y consolidación de servidores.

2.7.1. Introducción La consolidación de servidores es una técnica de eficiencia energética clave para la gestión de carga (workload). En este caso, el término “workload” se refiere tanto a las aplicaciones que un ordenador o servidor debe ejecutar, como al uso que se hace del mismo en relación al almacenamiento y transmisión de datos. La consolidación concentra la carga para ser procesada con el menor número posible de servidores, de manera que trabajen lo más cerca de su nivel de energía más eficiente. En esta línea, aparece la virtualización de los servidores como una herramienta idónea para este último fin. 2.7.2. Consolidación. La figura 31 ilustra el concepto de la consolidación. En este caso, existen cuatro sistemas ejecutando dos aplicaciones (APP) cada uno de ellos. Además cada servidor consume una potencia de 2kW, es decir, 8kW en total. Sin embargo, como suele ser habitual, se encuentran trabajando al 10% de su capacidad. Por tanto, al consolidar estas ocho aplicaciones en un único servidor más potente que trabajase al 70% con un consumo de 4 kW, se estaría operando la misma carga, sin comprometer la fiabilidad del sistema, con un consumo de energía menor y, por tanto, de una manera más eficiente. Es decir, se estaría migrando la carga de cuatro a servidores a otro más eficiente, permitiendo así desconectar los cuatro iniciales, resultando un consumo total de 4 kW y un 70% de utilización del sistema.

Figura 31: Consolidación de aplicaciones procedentes de servidores infrautilizados a uno sólo. Fuente: Smarter Data Centers: Achieving greater efficiency.

Sin embargo, no sólo hay que tener presente la disminución general del consumo de electricidad. Sino la consiguiente reducción de potencia acarreada al poder dejar de refrigerar esos cuatro



servidores. Esta doble reducción es la principal razón que hace de la consolidación una técnica imprescindible para el diseño de un CPD “verde” o eficiente.

Por otro lado, un inconveniente de la consolidación es que ninguno de los cuatro sistemas iniciales, durante el tiempo que se están trasladando las respectivas aplicaciones al sistema consolidado, pueden atender otras peticiones. Por tanto, habrá que tener presente la posibilidad de ocurrencia de un aumento de demanda de los recursos durante la migración. 2.7.3. Virtualización. A la consolidación se le añade la virtualización: un concepto que permite trabajar con sistemas “abstractos” o virtuales. Esta técnica habilita la posibilidad de reducir considerablemente el número de equipos TI necesarios en un CPD. La virtualización elimina los vínculos físicos entre las aplicaciones y los servidores, dispositivos de almacenamiento y los equipos de red, partiendo de la base de que un servidor dedicado a una aplicación es ineficiente y resulta en una baja utilización de su capacidad. La virtualización permite llevar a cabo el "car pooling"(o uso compartido del coche, en castellano) de las aplicaciones en diferentes servidores. Esto es, puede que el coche (en este caso el servidor) no cambie, pero sí sus ocupantes (en el ejemplo, las aplicaciones), ocupantes diferentes (tamaño y tipo) que van y vienen según sea necesario. En el ejemplo ilustrado en la figura 32, en el que se muestra la posibilidad de trasladar determinadas aplicaciones de un sistema a otro para reducir el consumo de energía, se toma la hipótesis de que todos los sistemas están ejecutando el mismo sistema operativo. Sin embargo, en caso de no ser así el uso de la virtualización proporciona una imagen ligeramente diferente a la anterior. En lugar de mover las aplicaciones al servidor consolidado, se virtualizan los cuatro servidores en otro más potente. En resumidas cuentas, ya no sólo se traslada la aplicación, sino que todo su entorno operativo.

Figura 32: La virtualización permite consolidar los sistemas. Fuente: Smarter Data Centers: Achieving greater efficiency.



Sin duda la principal ventaja de la virtualización es que permite tomar un sistema en su conjunto e implementarlo “tal cual” en otro servidor. Pero para que un sistema virtual pueda realizar un trabajo real debe ejecutarse en un sistema real. La virtualización:

Permite crear las instancias lógicas de un sistema informático formado por la CPU, la memoria y unidades de entrada y salida.

Se puede crear desde otros sistemas virtualizados.

Puede consistir en una CPU, memoria o dispositivo de almacenamiento virtual.

Puede ser la red de comunicación virtual entre un equipo virtual y el exterior. Otras oportunidades atractivas de la virtualización son:

Virtualización de las conexiones de red.

Virtualización del sistema almacenamiento. 2.7.3.1. Virtualización de las conexiones de red. Considérense tres sistemas independientes. Para comunicarse requieren una red física que conste de: tarjetas de interfaz de red (network interface cards o NICs), cables y conmutadores (switches). Si se utiliza un sistema de virtualización que soporte la virtualización de redes, se hace innecesaria tal infraestructura. Los sistemas virtualizados pueden comunicarse utilizando las capacidades del propio sistema de virtualización, que a menudo, hacen que la transferencia de datos “en memoria” se haga a una enorme velocidad. Tras la virtualización de un servidor, tanto el rendimiento como la eficiencia energética aumentan, pues se han eliminado todos los componentes físicos. Y una vez más, esto reduce la necesidad de recursos del CPD y sus elementos.

2.7.3.2. Virtualización del sistema almacenamiento. Cada uno de los sistemas independientes cuenta con su propio sistema de almacenamiento, sus discos. Los sistemas virtualizados pueden compartir los discos disponibles para el sistema de virtualización. Al virtualizar el almacenamiento, el sistema de virtualización puede proporcionar en cada instante la capacidad óptima de disco a los sistemas virtualizados. 2.8. Best Practices.

2.8.1. Introducción. Existen multitud de técnicas para mejorar la eficiencia tanto de los componentes como de los procesos TI que lleva a cabo un CPD. Algunas de estas prácticas aparecen recogidas en la figura 33.



Figura 33: Estrategias para mejorar la eficiencia energética de un CPD. Fuente: Smarter Data Centers: Achieving greater efficiency.

La selección de unas u otras va a venir determinada por múltiples factores, que incluyen: los objetivos y requerimientos de negocio de cada empresa, los procesos que lleva a cabo actualmente el CPD y su situación con respecto a la capacidad máxima del mismo, y su coste y tiempo de respuesta. La consecución de estas estrategias resultará en un negocio que, simultáneamente, habrá mejorado tanto la eficiencia de los procesos TI, como de las instalaciones que les dan soporte. Mejorando así todas las áreas de negocio. Dado el alcance del proyecto y el diseño a realizar no se va desarrollar en detalle este apartado. Aunque sí se facilitarán un gran número de referencias con prácticas importantes y novedosas, algunas de ellas de común utilización y otras en proceso de investigación. 2.8.2. Sistemas modulares de suministro de energía y refrigeración.

Como solución a los problemas que surgen al tener que ampliar un CPD, aparecen unos sistemas modulares de Schneider Electric que suministrarán la energía y satisfarán las necesidades de refrigeración del CPD, como si de un “container de plug-and-play” se tratara. Se trata de módulos que ocupan una superficie equivalente a 4 plazas de aparcamiento con una potencia de 500 kW cada uno. Se erigen como una alternativa firme a la construcción de un CPD que, presumiblemente, en un período de 10 a 20 años quedará obsoleto, pudiendo ampliarse cuantas veces sea necesario mediante la adición de nuevos módulos cuyo tiempo de instalación se puede contar en semanas. [2]

En las figuras 34 y 35 se muestran las formas tradicionales de ampliar o construir un CPD, frente a las imágenes 36 y 37 en que se presenta la alternativa descrita.



Fig 34: Forma tradicional de ampliación de un CPD. Fig 35: Montaje tradicional de un CPD de suelo elevado.

Fuente: Containerized Power and Cooling Modules for Data Center. APC.

Fig 36: Instalación de un sistema modular. Fuente: Containerized Power and Cooling Modules for Data Center. APC.

Fig 37: Esquema de la unidad de refrigeración.




Fig 38: Esquema de la unidad de suministro de energía.


Más información acerca de esta técnica se detalla en la referencia [2] de este apartado.

2.8.3. CPD con refrigeración líquida.

Pese a que hoy en día este tipo de CPD son muy caros y complejos, permiten mucho margen de mejora con respecto al sistema convencional de refrigeración con aire. En la línea del diseño a realizar en el presente proyecto, el agua caliente proveniente de la refrigeración del equipo TI del CPD se puede utilizar en aplicaciones de District Heating o calefacción de distrito – práctica muy extendida en muchos países europeos - lo que añadirá un nuevo horizonte para mejorar la rentabilidad de la instalación. Además, en relación al conocido Free Cooling se podría utilizar el agua fría del mar o de un río, tras su correspondiente tratamiento, como foco frío del sistema de refrigeración. Haciendo un buen uso de los flujos de calor y optimizando el rendimiento del CPD se puede llegar a obtener un CPD con cero emisiones de CO2, como indica la figura 39. [5]

Fig 39: Esquema de aprovechamiento de calor en un CPD de refrigeración líquida para eliminar las emisiones de CO2.

Fuente: Zero Emission Data Centers: Using nature-inspired concepts for water-cooling in data centers.



La aplicación de estas ideas se materializan en el prototipo Green Cloud: una “Green House” que recibe el agua caliente resultante de refrigerar el CPD, a la vez que le envía el aire frío del entorno. [7] 2.8.4. Mejoras arquitectónicas para mejorar la eficiencia de un CPD.

Ante la importancia del papel de la refrigeración en la operación de un CPD parece interesante investigar la forma y los materiales en los que se construye el edificio que va a albergar el CPD. Artículos relacionados con estas prácticas se pueden encontrar en [8] y [9].

2.8.5. Algoritmos que maximizan el rendimiento de los procesadores sin sobrepasar una

temperatura límite.

Conforme crece el consumo de energía de los procesadores con su consiguiente transformación en calor, existen investigaciones en las que se desarrollan algoritmos que permiten mejorar el rendimiento de los procesadores multi-core.

Se optimiza la distribución de las aplicaciones que cada núcleo lleva a cabo, de manera que éstos no sobrepasen un umbral de temperatura determinado que pueda perjudicar sus operaciones o comprometa su correcto funcionamiento. De esta manera, la temperatura global del procesador y del equipo TI relacionado se reduce, reduciendo así las necesidades de refrigeración de estos aparatos. Información más detallada de esta práctica en investigación se puede encontrar en la referencia [3] de este apartado.

2.8.6. Análisis de eficiencia energética de procesadores multi-core. Se dice que los procesadores multinúcleo proporcionan mejores rendimientos con menores consumos de energía mediante la técnica de “multi-threading”. Sin embargo, este estudio [4] demuestra que este consumo dependerá de la forma de uso de la plataforma. En el texto, se prueba que ejecutando “a multi-threaded program” con una configuración óptima permite conseguir reducir el 38,1% del consumo de energía del procesador, resultando en un 49,72% a nivel global. Esta mejora de la eficiencia se consigue al ejecutar las aplicaciones en paralelo en lugar de en serie. A su vez, la concepción de que el consumo de energía de los procesadores es proporcional al cubo de la frecuencia con que trabajan no es una ley general, pues con el procesador utilizado en el estudio esta relación es lineal. Otro artículo relacionado se muestra en [6]. 2.8.7. Alimentación del CPD en alta tensión de corriente continua. Se hace la prueba de alimentar un CPD con 400 V de corriente continua en lugar de utilizar el tradicional sistema de 480 V de alterna. El estudio muestra una mejora de la eficiencia, pues se reduce un 7% el consumo de energía y se reducen los costes: al desaparecer las componentes armónicas y los desfases ya no son necesarios los aparatos que los mitiguen, y además, se dice que el equipo necesario para hacerlo funcionar es más barato. [10] Discusiones del estilo se hacen en [11] y [12].



2.8.8. Green Internet. Como guinda final y en relación al concepto de una Smart Grid surge la posibilidad de derivar las aplicaciones y procesos demandados a una red interconectada de CPD en el que la discriminación de uso de uno u otro se haga en función de criterios de eficiencia energética. Primarán los que hagan uso de energías renovables y presenten mejores condiciones de refrigeración en lo que al término “green” se refiere. [13] Multitud de investigaciones y avances se están llevando a cabo en la actualidad con el fin de frenar el creciente consumo de energía de los CPD y concienciar acerca del importante papel que juegan en materia de sostenibilidad y eficiencia energética. En los apartados anteriores tan sólo se han presentado algunos de los ejemplos más curiosos para dar una visión general de la vasta lista de oportunidades que presenta este mundo, y las variopintas líneas por las que se pueden alcanzar potenciales mejoras. Algunas de estas otras referencias se muestran en el apartado de “Referencias generales” al final del documento. 2.9. Cloud Computing.

2.9.1. Introducción. De acuerdo al U.S. National Institute of Standards and Technology (NIST) el término cloud computing se define como: “A model for enabling convenient, on-demand network access to a shared pool of configurable computing resources that can be rapidly provisioned and released with minimal management effort or service provider interaction. “ [2] Es decir, un modelo para permitir un acceso, cómodo y a gusto de la demanda, a un “pool” compartido de recursos informáticos configurables que pueden ser rápidamente repuestos o actualizados con un esfuerzo de gestión o interacción del proveedor mínimos. Un cloud puede ser público, privado o una mezcla de ambas. Hoy en día, las empresas presentan entornos complejos que abarcan múltiples dispositivos de TI que requieren una cantidad considerable de personal cualificado y un elevado presupuesto para configurarlos y administrarlos. Esta creciente complejidad, debido al ritmo con que la demanda de estos servicios aumenta, plantea nuevos desafíos y quebraderos de cabeza a las organizaciones. Lograr un entorno TI altamente eficiente y simplificado, mejorar la prestación de servicios y disminuir sus costes, es posible a través de la consolidación y virtualización de servidores y una mejor administración del equipo TI. La solución radica en proporcionar a los usuarios un rápido acceso a los dinámicos y escalables recursos TI. A diferencia del típico entorno servidor - cliente, el cloud computing cuenta con una rápida escalabilidad, una gestión “self-service” en función de los requerimientos de la demanda, red de comunicaciones sencilla, elasticidad para adaptarse rápidamente a cambios en el sistema, garantía de acceso independientemente de la ubicación y pago por uso. Estos aspectos son la llave para lograr un cloud computing óptimo y eficaz para el usuario final y maximizar el valor del negocio. El cloud computing se erige como una forma de organizar y optimizar el entorno TI, reduciendo su complejidad y eliminando sus limitaciones. A su vez, mejora el aprovechamiento de las inversiones TI



existentes permitiendo hacer más con menos recursos. El cloud computing elimina las barreras que impiden ofrecer nuevos servicios de una forma rápida y eficiente, y proporciona la oportunidad para reinventar el proceso de negocio e impulsar la innovación. En resumidas cuentas, el cloud computing ofrece las siguientes oportunidades:

Disminuir los costes: invirtiendo menos en el mantenimiento del sistema y más en alcanzar

nuevas oportunidades de negocio.

Tener mayor control sobre el coste: ofrece opciones más flexibles para el “workload hosting”.

Favorecer la aparición de ideas innovadoras: permite al usuario final dar con soluciones más

fáciles y de menor coste.

Conseguir ventajas competitivas: proporciona mejor servicio y capacidad de respuesta.

De todos modos, el cloud computing es un peldaño más en la transformación natural que ha sufrido el modo de gestionar los servicios convencionales. El camino hacia un cloud computing ideal se representa en la figura 40.

Figura 40: Pasos hacia el cloud computing. Fuente: Cloud Computing and the Value of zEnterprise

Este camino no es más que una ampliación del que ya han comenzado a recorrer la mayoría de las empresas que han adoptado las técnicas de consolidación y virtualización para reducir gastos y aumentar en nivel de utilización de sus máquinas. La adición de: estandarización, automatización y compartición de recursos es clave para lograr una experiencia de cloud computing óptima y eficaz para el usuario final, añadiendo valor al negocio.



2.9.2. Las cualidades del cloud computing: Las características del cloud computing se dividen en dos grandes familias:

Las capacidades de servicio del cloud (cloud service capabilities).

Las capacidades que ofrece la infraestructura cloud (cloud infrastructure capabilities).

Claramente, existe una dependencia entre ambas. Los atributos funcionales del cloud provienen, en su mayor parte, de sus características fundamentales como escalabilidad, seguridad, resistencia, disponibilidad, etc. Todas estas características han de incorporarse al tiempo que una empresa inicia el camino para implementar una solución cloud. 2.9.3. Características específicas del cloud computing. La NIST define cinco características específicas:

1. Un “self-service” a medida: es la capacidad del usuario para solicitar un servicio sin interacción humana. El objetivo es facilitar la flexibilidad a los usuarios para disponer de un servicio sin tener que preocuparse de la implementación del mismo, detalles técnicos, o licencias de hardware o software. De esta manera, los usuarios pueden centrarse en solicitar el servicio adecuado para su actividad empresarial.

2. Agrupación de recursos: la capacidad para estructurar recursos físicos y lógicos en el entorno cloud, de manera que se puedan modificar dinámicamente en función de cada servicio. Se trata de una fuente de reducción de costes porque permite devolver los recursos consumidos por un servicio al pool, por lo que puede ser reutilizado por otro usuario. El objetivo de la agrupación de recursos es optimizar la utilización de los mismos.

3. Medición del servicio prestado: ésta es la principal diferencia con respecto al entorno TI tradicional. Un entorno cloud computing necesita la capacidad de medir la utilización de los recursos asignados a un usuario. El objetivo de medir los recursos prestados es poder cobrarlos y recuperar la inversión.

4. Amplia red de acceso: esta característica juega un papel clave en la utilización de los servicios del cloud. La red tiene que ser segura, fiable, sólida y estar siempre disponible a fin de proporcionar de forma segura los servicios. El objetivo de tener acceso desde cualquier lugar es el de ofrecer sus servicios a través de múltiples canales para una amplia gama de clientes.

5. Rápida capacidad de cambio: es la capacidad de hacer frente a la dinámica de la demanda, aumentando o disminuyendo las necesidades del cloud según sea necesario. El objetivo de esta elasticidad es adaptar rápidamente el entorno informático del cloud a las exigencias que presente el negocio.

2.9.4. Requisitos fundamentales del cloud computing. Los requisitos fundamentales para realizar un cloud computing eficiente y dar un servicio cloud de calidad son comunes en el entorno TI tradicional.



1. Estandarización: para crear un entorno cloud económicamente eficiente se deben seleccionar los servicios que se quieren ofrecer, y establecer las normas y reglas que rijan la creación y prestación de los servicios. Esta estandarización debe abarcar a todas las organizaciones que presten servicios TI, así como a sus diferentes equipos. Tener un proceso estándar para administrar una infraestructura heterogénea es una ventaja clave, puesto que proporciona la capacidad de reaccionar más rápido a los posibles cambios o exigencias del negocio.

2. Consolidación: inicia la reducción de costes mediante la consolidación de los servicios existentes y evita la compra de nuevos servidores. Este aspecto también puede generar ahorros en el entorno o eliminar problemas de espacio en el CPD.

3. Virtualización: está asociada con la consolidación y proporciona un beneficio adicional debido a la flexibilidad que ofrece. De hecho, la posibilidad de poseer un entorno virtualizado y/o la capacidad para crear máquinas virtuales para albergar las aplicaciones resultará en una fuente importante de ahorro de capital.

4. Automatización: reduce el tiempo que se tarda en prestar el servicio en dos niveles diferentes:

Automatización técnica: la automatización de las tareas técnicas y el agrupamiento de las mismas en un flujo de trabajo que se ejecuta automáticamente.

Automatización de proceso: que consiste en la automatización del proceso de prestación de servicio completo.

2.9.5. Tipos de servicios cloud.

El cloud computing puede llegar hasta los consumidores de diferentes maneras y existen diversos tipos de cloud. Cada uno proporciona un nivel de servicio basado en las necesidades del consumidor en función de su entorno, hardware o infraestructura. Los cuatro modelos de servicios cloud se representan en la figura 41. En todos los modelos los modos de gestión son determinados por el proveedor.



Figura 41: Tipos de servicios cloud. Fuente: Cloud Computing and the Value of zEnterprise

1. Servicio de infraestructura (Infrastructure as a Service - IaaS): los recursos cloud se pueden utilizar como soporte de hardware y de red. El consumidor es responsable de la instalación y mantenimiento de los sistemas operativos, del middleware y de las aplicaciones, pero no de administrar y controlar la infraestructura subyacente del cloud. Esta clase proporciona al consumidor flexibilidad y cierta responsabilidad.

2. Servicio de plataforma (Platform as a Service - PaaS): proporciona la infraestructura del

cloud, el sistema operativo, el software y las aplicaciones pertinentes. El consumidor no tiene ningún control o posibilidad de administrar el sistema operativo subyacente, tan sólo tendría el control sobre las aplicaciones instaladas. Por tanto, este tipo de cloud permite al consumidor centrar sus habilidades, estrictamente, en sus aplicaciones.

3. Servicio de software (Software as a Service - SaaS): proporciona un entorno de end-to-end

que incluye la subyacente infraestructura (procesadores, almacenamiento, redes), sistema operativo, alojamiento de software y aplicaciones. Esta clase permite al usuario acceder al cloud a través de una gran variedad de dispositivos, llamados de interfaz ligero (teléfonos móviles, tablets, …) o un navegador web.

4. Servicio para un proceso de negocio (Business Process as a Service - BPaaS): es un entorno

cloud que se proporciona para todo un proceso de negocio. Hasta aquí se presentan las ideas generales que motivan la consecución de un CPD energéticamente eficiente, sostenible y “verde” en términos de respeto y cuidado con el medio ambiente. Aunque no hay que olvidar las innumerables ventajas económicas que la realización y concienciación de la filosofía “green” descrita traen consigo. En adelante, se van a presentar una serie de ideas generales que ayuden a enmarcar y contextualizar el caso de estudio, en el sentido de que la generación de la electricidad consumida por un CPD por medio de una planta cogeneración – con el consiguiente aprovechamiento de los gases de escape del motor empleado, para satisfacer las necesidades de



refrigeración de la instalación - no va hacer otra cosa que mejorar la eficiencia energética del conjunto. 2.10. Cogeneración.

2.10.1. Concepto: La cogeneración es la producción conjunta de trabajo mecánico y calor a partir de la energía de un combustible (Q). Típicamente, este trabajo mecánico se transforma en energía eléctrica (E) a través del movimiento de un alternador. A su vez, este calor útil (Q) generado se puede aprovechar gracias a su alta temperatura, o transformarlo en frío (de baja temperatura) para refrigerar. De aquí se deduce, la principal ventaja de la cogeneración: permite satisfacer de forma simultánea la demanda eléctrica y térmica de una instalación. Lo que puede aumentar enormemente su rentabilidad y, por supuesto, mejorar la eficiencia energética y reducir las emisiones. En el caso que ocupa a este texto, se podría hablar incluso de trigeneración. Pues se podría producir: electricidad (para vender a la red), calor (con el que satisfacer las necesidades de calefacción, agua caliente…) y frío en la máquina de absorción (para su uso en refrigeración). Es necesario mencionar que en el caso de la trigeneración no es preciso que la producción de estas tres formas de energía se produzca de forma simultánea, pues se habla de trigeneración en un edificio cuando se utiliza el calor en invierno para calefacción, o se transforma en frío en los meses de verano como refrigeración. En cuanto a la potencia eléctrica instalada según el RD 661/2007, se denomina microcogeneración a aquellas plantas de potencia eléctrica inferior a 50 kW, y la cogeneración de pequeña escala con potencias eléctricas inferiores a 1 MW. Existen dos configuraciones típicas, desde el punto de vista de la ubicación del generador de electricidad:

los ciclos de cabeza: el equipo que produce la electricidad, es decir, aquel que mueve el alternador, es el consumidor del combustible, siendo sus calores residuales (obtenidos en los humos de escape, agua de refrigeración y aceite) los aprovechados como calor térmico útil, a través de un intercambiador de calor, llamado frecuentemente caldera de recuperación.

los ciclos de cola: el combustible se utiliza para quemarlo en algún tipo de horno. Este calor residual se utiliza como calor útil para producir electricidad en un ciclo de vapor.

Los primeros son los más extendidos, aunque los ciclos de cola comienzan a ser frecuentes en los procesos industriales, debido a su elevado potencial. En cuanto al combustible utilizado destacan: el gas natural (76%), seguido del fuelóleo y gasóleo (18%) y del gas de refinería (4%). En el contexto actual siempre se vincula la cogeneración con los combustibles fósiles, y en especial con el gas natural. No obstante, estos productos podrían sustituirse por biogás, procedente de vertederos, o por los productos obtenidos de la gasificación de biomasa sólida. Es decir, la oportunidad de uso de energías renovables para alimentar estas instalaciones puede convertir a la cogeneración en una tecnología muy interesante y con creciente presencia.



En adelante se va a hacer una breve revisión de la evolución de los sistemas de cogeneración en España y Europa, así como de las distintas posibilidades tecnológicas y otras discusiones técnicas. 2.10.2. Producciones y potencia instalada en España. A continuación se exponen los datos de producciones y potencia instalada en España de plantas de cogeneración. La figura 42 muestra la evolución histórica del número de plantas de cogeneración instaladas anualmente en España. Esta cifra ha ido creciendo desde 1987 hasta ver su máximo en 1999, para después presentar una tendencia decreciente hasta nuestros días. En diciembre de 2006 se verifican 5.875 MWe instalados, sin embargo, hoy en día no hay una actividad significativa.

Fig 42: Plantas de cogeneración consideradas de autoproducción instaladas anualmente en España.

Fuente: IDEA – CNE

Asimismo, la potencia instalada en España se presenta en la figura 43.

Fig 43: Potencia instalada acumulada de cogeneraciones consideradas de autoproducción en España.

Fuente: CNE

En esta línea mencionar que los sectores con mayor participación en términos de potencia instalada en cogeneración son los de la alimentación, química y papel y cartón, suponiendo aproximadamente la mitad del total a nivel nacional.



Por otro lado, en lo que se refiere a la producción de energía eléctrica: la aportación en el año 2005 fue del 11,4% de la demanda eléctrica en España. En la figura 44 se muestra gráficamente el origen de energía eléctrica producida a partir de 1994 con proyección hasta 2011.

Fig 44: Producción neta de electricidad según tipo de planta en España.

Fuente: Informe de Potencial de Cogeneración de Alta Eficiencia en España 2010-2015-2020. IDEA.

En lo que se refiere al rendimiento, el parque existente de cogeneración posee una eficiencia eléctrica del 29,7% y aprovecha el 73,2% de la energía contenida en el combustible utilizado. El rendimiento eléctrico equivalente (REE) es del 57,6% y las horas medias anuales de utilización son 6.113 h en el sector industrial y 4.242 h para el sector servicios. Como cómputo medio de todos los sectores la utilización media es de 5.485 h. Es de resaltar que estos rendimientos son considerablemente superiores a los de los sistemas convencionales de producción eléctrica. [1] 2.10.3. Situación en la Unión Europea. La cogeneración se lleva utilizando en Europa desde hace varios años. Sus aplicaciones varían desde la producción industrial hasta el conocido “district heating” o calefacción de distrito, enfocado al mercado de calor útil doméstico y comercial. Esta última idea, incluso se ha combinado con los sistemas de refrigeración líquida de los CPD, en los que, una vez refrigerados sus elementos, el fluido caliente se introduce en un intercambiador de calor para calentar agua que se envía mediante un sistema de canalizaciones al distrito o edificios pertinentes. El grado de penetración en los sistemas de generación de los distintos países de la unión varía enormemente: Dinamarca (49%), Finlandia (38%), Holanda (30%). Todas estas cifras están referidas al total de energía producida en esos países. En la figura 45 se indica la energía eléctrica generada por la cogeneración en los distintos países de la Unión Europea y su cobertura con respecto a la demanda energética total del país correspondiente. Respecto a la energía eléctrica, ésta se encuentra desagregada en dos conceptos: la aportada por agentes en forma de ESCOs (calefacción de distrito) y la generada por los autoproductores.



Fig 45: Electricidad de cogeneración y cobertura respecto a la electricidad bruta producida según países.

Fuente: Informe de Potencial de Cogeneración de Alta Eficiencia en España 2010-2015-2020.

Aunque en España no está muy extendido, es destacable la gran implantación de calefacción de distrito en los países de la Unión Europea. 2.10.4. Previsión de crecimiento según diferentes escenarios. El Análisis del Potencial de Cogeneración de Alta Eficiencia en España 2010 – 2015 – 2020 del IDAE establece que hay un gran mercado potencial de la cogeneración, que se cifra en 24.606 MWe en 2020 para cogeneraciones que aportan calor útil, y 2.685 MWe para los sistemas de cogeneración de tratamiento y valorización de residuos. A su vez, 14.903 MWe de los totales se encuentran en el sector industrial y de refino de petróleo, mientras que 9.703 MW serán utilizados en el sector doméstico-comercial. En referencia al potencial no explotado, este mismo informe indica que el sector terciario cuenta con más del 97% de disponibilidad y el de tratamiento de residuos más del 80%. Respecto al desarrollo futuro de la potencia instalada, se indican dos posibles hipótesis. La primera se basa en un mantenimiento del grado de penetración sectorial; mientras que la segunda se torna algo más optimista al considerar el impulso de nuevas políticas que incentiven este sistema de generación. Sin embargo, a juzgar por los últimos acontecimientos acaecidos, este último escenario parece lejos de desarrollarse. La figura 46 muestra las dos hipótesis previstas: escenario de crecimiento vegetativo y escenario optimista con políticas de impulso para las cogeneraciones que aportan calor útil.



Fig 46: Escenarios tendenciales para cogeneraciones que aportan calor.


2.10.5. Configuraciones Las configuraciones posibles van a venir determinadas por:

el tipo de ciclo empleado (de cabeza o de cola, en función del acoplamiento a la demanda térmica).

la tecnología a emplear. La figura 47 muestra las dos alternativas para producir electricidad y calor: la convencional, que los produce de forma separada, y la que emplea cogeneración. Se entiende por generador eléctrico, aquel que genera la electricidad, y por generador térmico, el que entrega el calor. Y ambos se relacionan en la caldera de recuperación - un intercambiador de calor que transfiere el calor residual de un generador (térmico/eléctrico) al otro (eléctrico/térmico) según el tipo de ciclo (cola/cabeza).



Fig 47: Producción convencional frente a producción en cogeneración. Fuente: Linares, J.I., Cogeneración, Apuntes privados, Universidad Pontificia Comillas, Madrid, 2011.

2.10.6. Máquinas de absorción. En una trigeneración habría que añadir una máquina de absorción para transformar el calor producido por la caldera de recuperación en calor útil. Las máquinas de absorción son equipos de refrigeración que utilizan un compresor térmico, en lugar de uno mecánico, que se alimenta con un calor de alta temperatura. Existen fundamentalmente dos tecnologías:

Máquinas de agua/bromuro de litio.

Máquinas de amoniaco/agua.

2.10.6.1. Máquinas de agua/bromuro de litio.

Son las máquinas típicamente empleadas en las aplicaciones de climatización. Utilizan agua como fluido refrigerante, luego el frío se ha de producir a una temperatura superior a 0°C. Por otro lado, se trata de máquinas muy voluminosas, pues el circuito de agua debe estar en vacío, por lo que consiguientemente debe presentar grandes tuberías para minimizar las pérdidas de carga.



Pueden ser de doble o simple efecto:

Agua/Bromuro de litio COP Tª entrada del calor

Simple efecto. 0,6 ÷ 0,7 80°C ÷ 100°C

Doble efecto 1 ÷ 1,2 120°C y 150°C

Tabla 2: Resumen características del par agua/bromuro de litio.

2.10.6.2. Máquinas de amoniaco/agua.

El fluido refrigerante es amoniaco, lo que permite producir frío por debajo de 0°C. El circuito frigorífico se encuentra a una presión superior a la ambiente. Lo que se traduce en máquinas más compactas que las de agua/bromuro de litio.

COP Tª entrada del calor

Amoniaco/agua 0,4 ÷ 0,7 100°C ÷ 180°C

Tabla 3: Resumen del par amoniaco/agua.

En la figura 48 se muestra un esquema para la integración de la trigeneración en un edificio.

Fig 48: ejemplo de trigeneración.

Fuente: Fuente: Linares, J.I., Cogeneración, Apuntes privados, Universidad Pontificia Comillas, Madrid, 2011.

El calor recuperado en la caldera es enviado, en función de la estación (verano/invierno), a un generador térmico u otro. El calor útil (V) se define como la demanda de frío satisfecha si dicho frío se produce a temperaturas superiores a 0ºC (climatización); o como el calor suministrado a la máquina de absorción en caso contrario (frío industrial), siempre que éste tenga una temperatura menor de 180ºC.



Dadas las eficiencias comentadas de las máquinas de absorción, esta última definición del calor útil incentiva el uso de máquinas de doble efecto en aplicaciones de climatización y manejar elevadas cifras de calor útil en las aplicaciones de frio industrial, lo que repercutirá en unos mayores incentivos económicos al integrar las tecnologías de absorción en la cogeneración. 2.10.7. Generadores eléctricos. Son tres las tecnologías principales para la producción de energía eléctrica:

2.10.7.1. Motores alternativos.

Éstos pueden ser de encendido por compresión (motores diesel alimentados con fuelóleo o gasóleo) o de encendido provocado (alimentadas por gas natural o biogás), o esquemas mixtos. Su principal ventaja es que pueden ser encendidos y apagados con facilidad. Por otro lado, se puede tratar de motores destinados a microcogeneración (5 kWe) u otros mucho más potentes (8 MWe). Su característica más significativa es que entregan el calor a diferentes niveles térmicos, ya sea en los humos de escape, en el agua de refrigeración o en el aceite y refrigeración del turbo.

2.10.7.2. Turbinas de gas. Existen unidades para microcogeneración (desde 30 kWe) y grandes equipos de hasta 50 MWe. Utilizan combustibles ligeros, siendo predominante el gas natural. El calor se recupera en los humos de escape, abandonando la turbina entre 400 y 600°C.

2.10.7.3. Turbinas de vapor.

Su principal diferencia es que se trata de máquinas de combustión externa, es decir, el combustible se quema en una unidad exterior, por lo que pueden consumir cualquier combustible y, además, los gases de escape de dicha unidad no forman parte del fluido de trabajo de la máquina. Por tanto, son aptas para su empleo en ciclos de cola, alimentándose con el calor residual de algún proceso. Serían aptas para potencias comprendidas entre 150 kWe y 50 MWe. NOTA: Cuando operan como ciclo de cabeza el calor lo entregan en el condensador, operando así como turbinas a contrapresión; acopladas a ciclos de cola la turbina suele trabajar en condensación.

2.10.7.4. Estado actual de las tecnologías. El reparto de potencia instalada de acuerdo a las distintas tecnologías se detalla en la figura 49, donde se observa que predominan los motores y las turbinas de gas, tanto en ciclo simple como en ciclo combinado. Se prevé que las turbinas de vapor tan sólo se empleen en el futuro en plantas que utilicen combustibles renovables; y que los motores de gas y los ciclos combinados constituyan la mayor parte de los casos.



Fig 49: Reparto de potencia instalada por tecnología.


2.10.8. Previsión a futuro del uso de las tecnologías. Se prevé que el uso de las turbinas de vapor siga creciendo en el sector renovable y en el refino; en cambio en los sectores restantes se sustituirán por ciclos combinados o ciclos simples. Las microcogeneraciones, a pesar del potencial previsto, no presentan un peso importante debido a la pequeña potencia instalada en comparación con el resto. Sin embargo, se trata de un tipo de tecnología bastante extendido. Por otro lado, en el sector industrial, se augura un horizonte parecido: se mantendrá el peso de los ciclos simples con motor de gas y las turbinas en ciclo simple, pero las turbinas de vapor cederán terreno a los ciclos combinados que representarán el 19% de la potencia instalada del sector. En el tratamiento de residuos predomina el uso de motores de combustión interna. En las aplicaciones en edificios y calor y frío de distrito ofrecen más variedad de tecnologías (61% motores, 55% turbinas de ciclo combinado y 9% micro cogeneraciones).

Fig 50: Previsión de la potencia instalada por tecnología.




2.10.9. Configuraciones posibles. Las diversas formas de acoplar estas tecnologías a un ciclo de cabeza se resumen en la figura 51. Sobre la que se indican unos balances energéticos típicos:

Hay un 10% de pérdidas de energía en el proceso de combustión.

Otro 10% se libera en los humos de escape para evitar condensaciones ácidas, por tratarse de gases con una temperatura superior a los 110°C.

Se observa que la turbina de vapor y de gas se pueden acoplar para dar lugar a un ciclo combinado, en el que a diferencia de los empleados en las centrales eléctricas convencionales, la turbina de vapor condensa a presión superior a la atmosférica para así recuperar el calor de la condensación a temperaturas superiores a 100°C. Esta operación en contrapresión de la turbina de vapor se da también cuando se emplea en ausencia de turbina de gas, recuperando el calor útil del condensador.

Fig 51: Configuraciones de ciclos de cabeza en función de la tecnología empleada.

Fuente: Linares, J.I., Cogeneración, Apuntes privados, Universidad Pontificia Comillas, Madrid, 2011.

La Figura 52 muestra el esquema típico de un ciclo de cola. Aunque se da un balance energético, éste presenta una mayor variabilidad que los de la figura 51 debido a que el rendimiento de la turbina de vapor depende del nivel térmico del calor residual tras la extracción del calor útil. En el caso



expuesto, se considera que dicho calor llega a la caldera de recuperación de la turbina de vapor entre 280 y 300ºC. En los ciclos de cola la condensación de la turbina de vapor se realiza por debajo de la temperatura ambiental, es decir, a la menor temperatura que permita el foco frío para maximizar así la electricidad producida, dado que el calor útil ya se ha obtenido en el generador térmico.

Fig 52: Configuracion típica de un ciclo de cola.

Fuente: Linares, J.I., Cogeneración, Apuntes privados, Universidad Pontificia Comillas, Madrid, 2011.

2.10.10. Otros generadores eléctricos. Existen otros equipos todavía en desarrollo que también se pueden utilizar en las plantas de cogeneración:

2.10.10.1. Pilas de combustible.

Son dispositivos electroquímicos que convierten en electricidad la energía química de un combustible, aunque al operar de forma isotérmica liberan calor que se ve incrementado por las pérdidas. Existen muchos tipos de pilas de combustible, si bien las de uso comercial en cogeneración son de ácido fosfórico (PAFC), alimentadas con gas natural de entre 200 y 400 kWe. Algunos fabricantes también las están incorporando a calderas de gas pequeñas, siendo en este caso de reducida potencia: entre 1 y 5 kWe. Sin embargo, su utilización es muy reducida dada la elevada inversión que acarrean, siendo la cogeneración la única vía posible para hacerlos viable económicamente hablando.

2.10.10.2. Motores Stirling.

Se trata de máquinas de combustión externa, muy compactas que operan con un fluido en ciclo cerrado - típicamente helio - y consumen calor de alta temperatura.



Estos dos últimos casos tendrían un concepto de caldera “mixta”, capaz de producir calefacción, ACS y electricidad. Pues para ser considerado un equipo de cogeneración debe haber acoplamiento de la producción térmica con la eléctrica. Esto es, el calor debería recuperarse en la pila o en el motor, pero en ese caso el calor de la caldera no se podría considerar útil. Realmente lo que sucede es que el combustible alimenta a ambos sistemas en paralelo: se quema para producir calor y se suministra a la pila o se quema para producir el calor que alimenta al motor Stirling.

2.10.11. Riesgos y oportunidades de la cogeneración. Cualquier proyecto de cogeneración, al igual que cualquier otro requiere un análisis de viabilidad económica, en el que se estimen los flujos de caja que se pueden obtener y, por supuesto, la recuperación de la inversión inicial en un periodo de tiempo razonable, o al menos, a lo largo de la vida del proyecto. Además, no hay que olvidar tener en cuenta una determinada tasa de descuento. Los ingresos procederán de:

los ahorros derivados de la producción de calor útil, es decir, el ahorro que se obtiene al poder dejar de producir ese calor o frío.

la electricidad producida en la planta. Ésta se puede vender a la red o bien consumirla convirtiendo la instalación en una especie de instalación autónoma en la medida de lo posible. La elección de cualquiera de estas dos opciones, por supuesto, dependerá de la retribución esperada en cada una de ellas.

Los gastos comprenderán:

el coste de combustible.

el mantenimiento de la instalación. Por tanto, una vez asegurada la viabilidad económica del proyecto no queda más que analizar las posibles ventajas e inconvenientes de la planta de cogeneración, que se resumen en la tabla 4.

Ventajas Inconvenientes

Ahorro en la factura energética total. Aumenta la complejidad de la instalación.

Posibilidad de autosuficiencia energética. Mantenimiento especializado.

Posible venta de los combustibles residuales.

Riesgo financiero ante cambios de precio en el combustible y en la electricidad.

Tabla 4: Resumen ventajas e inconvenientes de la realización de una planta de cogeneración.

A modo resumen, se podría decir que aumenta la competitividad del cogenerador, a cambio, de añadir un nuevo frente en el que se debe obtener rentabilidad. A nivel nacional la cogeneración, antes de la publicación del Real Decreto-ley 1/2012 - por el que se procede a la suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos - no presentaba más que ventajas:



Ahorro de energía primaria. Al aprovechar también los calores residuales de los humos se puede reducir el consumo de combustible para satisfacer la demanda. A su vez, este aprovechamiento resulta en una reducción de las emisiones de CO2.

Reducción de emisiones. A su vez, el aprovechamiento de los calores residuales resulta en una reducción de las emisiones de CO2, así como del resto de emisiones susceptibles de originarse en cualquier combustión.

Reducción de pérdidas en la red de distribución. La planta de cogeneración se puede considerar como una planta de generación distribuida, esto es, se genera electricidad allí donde se necesita, reduciendo el transporte de energía por la red. Además, en caso de que el cogenerador no consuma su propia energía y la vierta a la red, las pérdidas originadas en el sistema serán menores al realizar esta inyección cerca de los centros de consumo.

Seguridad de suministro. La reducción de consumo de energía primaria repercute también en una reducción de la dependencia energética, algo muy relevante dado el bajo grado de autoabastecimiento de España. Además, la producción de la planta es “gestionable”, pues se permite el hecho de poder almacenar el combustible y consumirlo cuando es requerido, independientemente de factores climatológicos a diferencia de las energías renovables.

Sin embargo, pese a todas las ventajas descritas hasta el momento hay que mencionar las barreras al desarrollo del potencial de cogeneración:

Barreras legislativas:

o Es necesaria la presencia de un marco legal estable que garantice una rentabilidad razonable a largo plazo. Sin duda, la transitoriedad de los regímenes económicos y legales es uno de los principales aspectos que explica por qué la cogeneración no ha presentado un progreso significativo en los últimos años.

o La distinción entre el régimen especial (cogeneraciones de hasta 50 MW) y el ordinario (a partir de 50MW) hace que las segundas gocen de menos ayudas, lo que parece desincentivar la realización de proyectos mayores que presenten mejores rendimientos y economías de escala.

Barreras económicas:

o La falta de correlación entre las tarifas retributivas y los costes de los combustibles provoca, en ocasiones, la imposibilidad de conseguir la suficiente rentabilidad.

Barreras administrativas:

o El acceso a la red es un aspecto imprescindible a la hora de estimar la viabilidad económica de un proyecto de este tipo. Sin embargo, se han dado situaciones de falta de competencia, debido a que en numerosas ocasiones las compañías que gestionan la red son las mismas que compiten como suministradores de energía.

Barreras técnicas:

o La falta de suministro de gas natural es, en ocasiones, una barrera difícilmente salvable – sobretodo relevante en plantas de cogeneración de pequeña potencia.



Por último recalcar la importancia del desarrollo de la cogeneración, a nivel global, por tres razones:

En el corto plazo: permite aprovechar de una manera más eficiente los combustibles.

En el medio plazo: se presenta como un medio de transición idóneo hacia el uso de las tecnologías renovables y el desafío de la integración de la generación distribuida.

En el largo plazo: podrá consumir combustibles de origen renovable, como biomasa sólida previamente gasificada, biogás, biocarburantes…

2.10.12. Metodología para el diseño. La metodología a seguir para el diseño de una planta de cogeneración de alta eficiencia según el IDAE se detalla en el Anexo 2 del documento, de acuerdo al Informe de Potencial de Cogeneración de Alta Eficiencia en España 2010 - 2015 – 2020. Tan sólo recalcar que no hay que confundir una cogeneración con una central eléctrica. Así, la producción de calor útil es especialmente importante, De hecho, condicionará la rentabilidad de la instalación, por lo que se dimensionar siempre ajustándose a la demanda térmica. Por otra parte, es preciso que dicha demanda térmica sea estable, siendo por tanto preciso dimensionar para las cargas valle con objeto de mantener el equipo funcionando la mayor parte del tiempo posible. En general la rentabilidad se logra superando las 5.000 horas de funcionamiento al año. [3] 2.10.13. Cogeneración aplicada a un CPD: 2.10.13.1. La generación distribuida en un CPD. La generación distribuida puede aumentar o reemplazar el suministro eléctrico como se resume a continuación:

Podrán utilizar este tipo de generación aquellas instalaciones que tengan una capacidad de suministro limitada, y así poder satisfacer la demanda punta.

Puede resultar rentable recurrir a este tipo de generación en instalaciones situadas en lugares que tengan acceso a combustibles baratos, en los que el coste de la generación propia resulte más ventajosa que pedir suministro a la red.

La capacidad de autosuministro permite independencia de las posibles cortes de funcionamiento de la red. Luego en los lugares donde la posibilidad de ocurrencia de estos fenómenos sea alta, será interesante considerar este tipo de generación.

Asimismo, la utilización de la tecnología adecuada en una planta de generación distribuida puede ser más eficiente y fiable que la propia red al reducir las necesidades de transformación, las pérdidas acaecidas en su transporte y la susceptibilidad ante defectos en las líneas de distribución.

2.10.13.2. Alimentación de una planta de un CPD con una planta de cogeneración. Como se introdujo con anterioridad, una buena opción para la alimentación de un CPD es diseñar una planta de cogeneración que lo alimente, con la consiguiente producción combinada de calor y electricidad.



Como se ilustra en la figura 53, el calor resultante de la producción de electricidad se puede aprovechar para satisfacer las necesidades de calefacción, o refrigeración, con la pertinente máquina de absorción. .

Fig 53: Esquema de la planta de cogeneración. Fuente: Smarter Data Centers: Achieving greater efficiency.

Los CPD consumen entre 20 y 100 W por pié cuadrado (1 pié cuadrado equivale a 929,0304 centímetros cuadrados), una cifra muy superior a la de cualquier edificio comercial. Además, toda esta energía se convierte en calor una vez utilizada en la instalación. Teniendo en cuenta la cantidad de calor generada, una configuración efectiva de una planta de cogeneración para un CPD es utilizar este calor en una máquina de absorción. Es decir, el calor recuperado se utiliza para calentar el refrigerante de la máquina de absorción, para después transformar este calor en frío, que puede ser utilizado para alimentar un equipo de refrigeración que se dedique al acondicionamiento de la instalación por aire o, aunque menos frecuentemente, para alimentar el sistema de refrigeración líquida de los racks que utilicen esta variante. La figura 54 muestra las potenciales mejoras en cuanto a eficiencia y reducción de emisiones de un CPD alimentado con una planta de cogeneración.



Fig 54: Beneficios de un CPD alimentado con una planta de cogeneración en cuanto a eficiencia y emisiones.

Fuente: Smarter Data Centers: Achieving greater efficiency.

2.11. Smartcities.

Dado que el CPD objeto de estudio se encuentra ubicado en la SmartCity Málaga, a continuación se van a esbozar los criterios y objetivos que se pretenden conseguir con este tipo de proyectos.

2.11.1. Definición. Smart City o “Ciudad inteligente” es el concepto aplicado a aquella ciudad en la que el capital invertido a nivel humano, social y en el ámbito de las TIC favorece una mejor calidad de vida y un desarrollo sostenible a partir de una gestión eficaz de los recursos naturales. De esta forma, en el contexto en el que se desarrolla una SmartCity, los sistemas tecnológicos respaldan todos aquellos servicios de los que el ciudadano es receptor. Las inversiones realizadas en eficiencia energética y en energías renovables junto con un menor consumo de recursos fósiles y emisiones de CO2 integran las claves para alcanzar la sostenibilidad. La definición de SmartCity lleva implícito el término desarrollo sostenible, por ello, la iniciativa europea que será mencionada más adelante pretende alcanzar este objetivo mediante el uso de tecnologías de bajas emisiones, medidas innovadoras a nivel de eficiencia energética, redes de distribución inteligentes y transporte sostenible, principalmente. 2.11.2. Justificación. El proceso de urbanización es un hecho inminente y de carácter progresivo. A principios del siglo XX, tan sólo un 13% de la población mundial habitaba en las ciudades y, aproximadamente sólo veinte de ellas superaba el millón de habitantes. Ya en la era actual, son 450 ciudades las que cuentan con una



población superior a este número, y se vaticina un aumento futuro. Se estima que para el año 2050 el 70% de la población mundial vivirá en las ciudades dado que concentran un mayor capital humano y físico y cuentan con un poder económico, político y tecnológico sin precedentes. [4] El crecimiento y desarrollo exponencial de las urbes supone un aumento proporcional de los retos y amenazas a su sostenibilidad en lo que a infraestructuras, agua, transporte y prestación de servicios se refiere. Es necesario afrontar este crecimiento de manera que se garantice la sostenibilidad. Aquí entran en juego las SmartCities por su capacidad para cubrir este aspecto. Las ciudades están compuestas por seis sistemas definidos, interconectados entre sí que presentan dificultades, a nivel individual, que habría a resolver si se quiere que el “sistema ciudad” prospere. Así, estos seis sistemas los integran las personas, las empresas, el transporte, las comunicaciones, el agua y la energía.

En primer lugar, el sistema humano de una ciudad lo constituyen la seguridad pública, sanidad y educación que, por ejemplo, deben afrontar cuestiones sanitarias como pandemias y mortalidad infantil o problemas de cualificación dada la “fuga de talentos”.

El sistema empresarial es el contexto en el que operan los negocios dentro del sistema político y marco legislativo correspondiente. Ha de resolver la dualidad entre el cumplimiento de los requisitos normativos y la necesidad de reducir el gasto administrativo.

Por otro lado, el sistema de transporte representa la totalidad de la red viaria urbana donde se ha experimentado un aumento del número de usuarios y se están generando problemas tales como la congestión del tráfico que se traduce en ineficacia del sistema, conllevando costes superiores innecesarios.

Por su parte, el sistema de comunicación está compuesto por las conexiones inalámbricas, telefonía e Internet cuya demanda es paralela al acusado crecimiento poblacional. El acceso a la infraestructura de telecomunicaciones es esencial para la economía actual y, su cobertura exitosa un reto para las ciudades y una premisa para el desarrollo de SmartCities.

El abastecimiento y saneamiento del agua es un servicio de necesidad primaria que crece a la par con el aumento de población. En la actualidad, el 60% de toda el agua destinada al consumo doméstico está representado por las ciudades y, una dificultad en torno a este sistema la constituyen problemas de calidad o fugas que, frecuentemente, suponen un 60% del suministro total con el consiguiente detrimento en los presupuestos estatales. [3]

La generación y transporte de energía así como el procesamiento de residuos conforman el último sistema. La distribución de energía es tan importante como la del agua y proveer a las ciudades de energía segura y eficiente con una reducción drástica en las emisiones de gases de efecto invernadero es crucial para el desarrollo sostenible comentado.



Fig 55: Ejemplo de interrelación de los sistemas dentro de una ciudad. Fuente: Análisis del IBM Center for Economic Development.

Una vez expuesto este “sistema de sistemas” que conforman una ciudad y algunos de los problemas y retos que ellos traen consigo a nivel individual y colectivo, es evidente la necesidad de optimizar los recursos no renovables y el uso de nuevas tecnologías para la viabilidad de los núcleos urbanos. Por suerte, los primeros pasos para transformar las ciudades actuales en modelos sostenibles, seguros y eficientes se están dando gracias al apoyo de las nuevas herramientas y tecnologías innovadoras. Las SmartCities son una apuesta segura por la sostenibilidad y, por ello, las ciudades han de desarrollar las capacidades necesarias para que, paulatinamente, se transformen en ciudades inteligentes. Una SmartCity es, de igual manera, un “sistema de sistemas”, pero con características definitorias propias. Pueden considerarse seis ámbitos o áreas de influencia que permiten etiquetar a una ciudad como SmartCity o ciudad inteligente: movilidad, personas, economía, urbanismo, ecosistema y gobierno smart. En una SmartCity, sobre cada uno de los ámbitos mencionados se establecen diferentes medidas que permiten identificar a ese sistema como smart. En primer lugar, en el ámbito de la movilidad o transporte se toman medidas tales como:

El estudio del flujo de tráfico, priorizando el transporte urgente y el público.

Localización automática de incidentes, infracciones o peligros en la red viaria.

Simulaciones de diversos escenarios o vías de circulación para la predicción de las repercusiones de éstos a nivel ambiental y social.

Aplicación de diferentes tasas para el transporte privado en función del impacto ambiental que suponga.



Fomento del uso de medios de transporte menos contaminantes como vehículos eléctricos o impulsados por hidrógeno.

De otro lado, la gente smart se caracteriza por su cualificación, participación en la vida pública y su compromiso con el medio ambiente. A su servicio, y con el fin de mejorar su comodidad y seguridad, se proporcionan, entre otros:

Sistemas de aprendizaje online.

Consultas médicas vía telefónica.

Incorporación de alarmas de extinción de incendios y prevención de inundaciones en la domótica de los edificios.

Empleo de las TIC para el desarrollo de museos virtuales o arte digital.

Traducciones asistidas en tiempo real.

La innovación, productividad y competitividad son las claves para el desarrollo de una economía smart en la que las posibilidades son múltiples:

Colaboración o asociación eventual online de empresas y clientes para la obtención de soluciones creativas.

Creación de oficinas satélite virtuales que posibilitan el tele-trabajo.

El fomento del co-trabajo, permitiendo que profesionales de ámbitos independientes colaboren en un espacio laboral comunitario para llevar a cabo el conocido networking.

En el ámbito del urbanismo, la búsqueda de la habitabilidad o vivienda sostenible se basa en medidas como:

Implantación de sensores inalámbricos de polución, contaminación acústica y otros datos a nivel medioambiental.

Posibilitar la gestión a distancia de la calefacción y la refrigeración.

La gestión de las aguas subterráneas, el cobro por volumen.

Instauración de incentivos para promover la reutilización y el reciclaje de residuos.

Adecuado uso y clasificación del suelo en lo que a edificabilidad del mismo se refiere. Por otro lado, en el sector ambiental de una Smart City cobran protagonismo las energías renovables y el entorno sostenible. En este aspecto se encuentran objetivos como:

Optimización de las Smartgrids (permiten que tecnologías propias de sectores como la energía y el transporte sostenible se integren adecuadamente en el concepto de SmartCity) incorporando sistemas de generación limpios y mejorando la gestión de los picos de carga.

Desarrollo de modelos de calefacción eficaces como la activación y desactivación programable de la misma o el empleo de cogeneración.

Empleo de generación renovable a partir de energía solar térmica, fotovoltaica o eólica.

Uso de electrodomésticos respetuosos con el medio ambiente.

Sistemas de riego eficaces y uso de agua no potable para tal fin e incorporación de medidas para reutilizar agua procedente de lluvias.



Por último, en el ámbito gubernamental entre algunas medidas tomadas a modo de ejemplo, pueden encontrarse:

Primas para el auto-abastecimiento local.

Posibilitar la conexión directa entre las instituciones públicas y los ciudadanos.

Facilitar los procesos administrativos mediante la firma digital y otros recursos online manteniendo la seguridad y validez de los mismos.

Incorporación electrónica de historias clínicas de pacientes para su rápido acceso en caso de emergencias médicas.

Cada uno de los sistemas esenciales y los ejemplos de medidas llevadas a cabo conforman, en su conjunto, el concepto de SmartCity. Como se ha visto, se basa en el potencial que proporciona la digitalización para ofrecer prosperidad sostenible a la población de esta generación de ciudades inteligentes. 2.11.3. Smartgrids y “edificios inteligentes”. Las redes inteligentes o Smartgrids y los “edificios inteligentes” son los componentes más destacados desde el punto de vista tecnológico en una SmartCity. La interrelación entre los recursos energéticos y el transporte sostenible en la ciudad viene dada, fundamentalmente, a través de la utilización de redes inteligentes o Smartgrids. Éstas aúnan las actividades de los consumidores o generadores conectados, con el objetivo de suministrar la energía eléctrica de forma eficiente y sostenible. Esto se lleva a cabo a través de: tecnologías renovables de generación distribuida, almacenamiento de energía, vehículos eléctricos e infraestructura de recarga, centrales eléctricas virtuales (VPP), contadores inteligentes, y recursos de eficiencia energética que permitan la gestión de la demanda y la reducción del consumo.

Fig 56: Niveles a los que irán incorporándose las diferentes tecnologías . Fuente: Mapa Tecnológico “Ciudades Inteligentes”: Observatorio Tecnológico de la energía.

Cabe destacar que aproximadamente el 40% del consumo energético en Europa procede de la calefacción, suministro de agua e iluminación de los edificios, siendo este porcentaje susceptible de



aumento. [2] Además, se sabe que los edificios constituyen un importante origen de emisiones de gases de efecto invernadero. Por todo ello, reducir el dispendio energético en los edificios es un objetivo indiscutible. El desarrollo de edificios inteligentes dentro de las SmartCities cuenta con:

Electrodomésticos y demás aparatos con chips electrónicos incorporados para la recepción y

transmisión de información.

Dispositivos por control remoto.

Interfaces interactivas.

Sistemas inteligentes de gestión de edificios (BMS).

Sistemas inteligentes de control energético de edificios.

Eficiencia económica e impacto en el ahorro de energía. [2]

Como sucede con cada uno de los sistemas que integran una SmartCity, las medidas expuestas, tanto para las Smartgrids como para la creación de “smart buildings”, se encuentran enfocadas una vez más a la sostenibilidad. 2.11.4. Programas e iniciativas europeas. En el año 2007, la Comisión Europea formuló el Plan de Estrategia en Tecnologías Energéticas o SET PLAN con el objetivo de unificar los esfuerzos en beneficio del medio ambiente por parte de los distintos países europeos y alcanzar de forma colectiva las metas establecidas para el año 2020 - 2050. Las diversas iniciativas industriales planteadas por la Comisión persiguen reforzar la investigación e innovación para reducir costes y elevar la eficiencia en materia energética. Entre estas múltiples iniciativas, se encuentra la lanzada en junio del año 2011 bajo la denominación de “Smartcities & Communities”. Esta iniciativa se centra en la problemática de la sostenibilidad de las urbes actuales y, más concretamente, de los sistemas energéticos. Se plantean tres objetivos claros:

1. Minimizar en un 40% las emisiones de gases de efecto invernadero en el año 2020 respecto a la década de los años 90; lo que supone un beneficio medioambiental y energético que repercute directamente en una mejor calidad de vida.

2. Con el desarrollo de tecnologías “limpias” y eficientes se espera la evolución de un 5% de las ciudades europeas con una población mínima de 20 millones de habitantes hacia el concepto de SmartCity.[2]

3. La extensión general de prácticas energéticas de acuerdo con la sostenibilidad y equilibrio

con el medio ambiente como fin último de la implantación de la idea de Ciudad Inteligente.

Además de los planteados previamente, los objetivos a nivel industrial propuestos con la emisión del SET PLAN son innumerables de cara al uso de energías renovables.



De interés para el concepto SmartCity, cabe mencionar las siguientes medidas enunciadas en el proyecto de la Comisión europea:

Empleo de energía eficiente, rentable y limpia.

Restricción del acceso a los centros urbanos como parte de la maniobra de gestión de la

demanda.

Promoción del transporte público a través de la mejora en su calidad.

Instaurar medidas para el transporte eficiente y respetuoso con el medio ambiente.

Estimulación del uso de vehículos eléctricos.

Integración de servicios relacionados con las TIC.

La eficiencia, las energías renovables y las redes inteligentes son los pilares sobre los que ha de asentar la nueva generación energética. Los objetivos, más concretamente, de la política energética y climática europea para los años 2020- 2050 se señalan en la tabla 5: [6]

2020 2050

Consumo energético 12- 15% s/ 2005 = 1990

Eficiencia 20% 40%

Uso de energías renovables 20% 33%

Reducción emisiones CO2 -20% -60 -80%

Reducción emisiones sector eléctrico -20% “0”

Reducción emisiones transportes No descrito -40%

Reducción emisiones residencial H No descrito “0”

Tabla 5: Objetivos a cumplir en los años 2020 – 2050.

2.11.5. SmartCity Málaga

Como se ha visto, para que una sociedad sea sostenible debe responsabilizarse de los desafíos globales presentando una tecnología puntera y una capacidad de innovación sin límites. El concepto SmartCity se está proyectando no sólo a nivel europeo. Son ya múltiples los países que se han unido a esta iniciativa que apuesta por la sostenibilidad. Japón, Portugal, Colorado, Ohio, Estocolmo, Malta o Dubái son algunas de las ciudades de referencia donde la iniciativa ya ha sido puesta en marcha.



En el ámbito nacional, Málaga, por su potencial de crecimiento, apoyo por parte de las administraciones públicas, colaboración de la universidad y extraordinarias infraestructuras eléctricas cumple los requisitos necesarios para ser la protagonista de un proyecto de SmartCity pionero en nuestro país. SmartCity Málaga es un proyecto iniciado en el año 2009 con una duración prevista de 4 años para su conclusión que cuenta con un presupuesto de más de 30 millones de euros. La iniciativa, liderada por Endesa y con la colaboración de empresas de prestigio como IBM, ha sido concebida para la zona malagueña, en la que se emplaza el nuevo Centro de Control y Monitorización, concretamente para el área de la Playa de la Misericordia. En la actualidad, ya han comenzado a disfrutar de esta iniciativa 300 clientes industriales, 900 de servicios y alrededor de 11.000 clientes domésticos.

Fig 57: Málaga, Paseo Marítimo (Barrio Misericordia). Fuente: Descripción y Estado de situación del Proyecto SmarCity Málaga. IBM.

2.11.6. Objetivos. Smartcity procura la incorporación óptima de energías renovables en la red eléctrica mediante el acercamiento de la generación al consumo a través de modernos sistemas de gestión de micro-generación eléctrica. Se emplearán baterías como depósitos de energía para facilitar su posterior consumo en la climatización de los inmuebles, el alumbrado público y el transporte. Se promoverá la utilización de vehículos eléctricos poniendo a disposición del usuario postes de recarga distribuidos eficazmente. En este aspecto, está prevista la implantación de contadores inteligentes desarrollados en el sector de la telegestión. Además, la incorporación de modelos innovadores de telecomunicaciones y telecontrol dará la posibilidad de actuar automáticamente y en tiempo real sobre la red de distribución, para economizar y potenciar la calidad del servicio.



Se busca concienciar y hacer partícipe al ciudadano como receptor final del proceso, así como responder a los objetivos marcados por la Comisión europea para 2020- 2050. El objetivo final del proyecto es conseguir un ahorro energético del 20% y una reducción en las emisiones de CO2 de 6.000 toneladas anuales (20%). [6] 2.11.7. Alcance del proyecto:

SmartCity Málaga supone un reto para el uso razonable, sostenible y eficiente de los recursos energéticos que contempla. La figura 58 muestra la diversidad de equipos que han de trabajar juntos para que poder llevar adelante el proyecto, lo que da una idea de la complejidad del mismo.

Fig 58: Interrelación de los grupos de trabajo. Fuente: IBM

Estos equipos son:

WP01: Gestión y seguimiento del proyecto.

WP02: Despliegue operativo y Plan de Comunicación.

WP03: Armonización con la Distribución Energética, Inteligente, Segura y Eficiente (DENISE) con el fin de analizar el desarrollo de redes inteligentes de distribución.

WP04: Telecomunicaciones, despliegue de una red de comunicaciones en tiempo real.

WP05: Un sistema de tele medida en la zona de despliegue que suministre la información necesaria sobre los consumos de energía de los clientes.

WP06: Automatización de la red de media tensión, coordina las funciones de monitorización, protección, control y regulación de todos los dispositivos situados en la red.



WP07: Mini Generación y almacenamiento (mDER), integrará las fuentes renovables de energía cercanas a los centros de consumo (generación distribuida) en la red eléctrica.

WP08: Eficiencia Energética y Gestión activa de la demanda, Control del consumo de clientes residenciales y PYMEs con diferentes iniciativas enfocadas a la mejora de la eficiencia energética empezando por la información y concienciación de los consumidores.

o Gestión energética integral de edificios/PYMEs

o Información y herramientas de análisis

o Gestión energética y señales de precio

o Gestión activa de la demanda

WP09: Automatización de la red de baja tensión, implementa la inteligencia de red en el segmento de baja tensión mediante un sistema distribuido de dispositivos conectados con comunicación online.

WP10: Micro Generación y almacenamiento (microDER): Responsable de la integración de un conjunto de puntos de generación y almacenamiento en la red de baja tensión, tiene como objetivo asegurar la explotación de la red proporcionando la adecuada de calidad de suministro en un escenario con un elevado número de puntos de pequeña generación.

WP11: Infraestructura de Telegestión (AMI), integrada por 2.000 telecontadores de última generación con comunicación GPRS y PCL compatible con METER & MORE.

WP12: Vehículos eléctricos (V2G): desarrollo y despliegue de una flota de vehículos eléctricos(alrededor de 200 vehículos) con:

o Soporte a la definición de los marcos de negocio y relaciones comerciales entre

agentes. o Soporte a carga óptima basada en distintas variables y parámetros (precio, curva de

carga, acciones de eficiencia energética, etc.). o Incorporación y soporte a paradigma V2G (vehicle-to-grid). o Interactuación con otros desarrollos del proyecto SmartCity (acciones de gestión

activa de la demanda, gestión comercial, etc.).

Así como alumbrado público que cuenta con 10 luminarias con tecnología LED, 8 luminarias con micro generación eólica y 66 puntos de luz telemandados.

2.11.8. Datos relevantes de la SmartCity Málaga. Desde un punto de vista eléctrico, la Smartcity Málaga cuenta con:

5 líneas de MT (29kV) con 38 km de circuitos.

59 transformadores MT/BT.

63 MW de potencia total contratada.

70 GWh/año de consumo, lo que supone una emisión de 28.000 Tn de CO2 anuales.[6]



2.11.9. Alcance de la colaboración de IBM: Las competencias, en el caso concreto de IBM, en este proyecto son:

Asesoramiento Tecnológico de las diferentes áreas de la iniciativa

Coordinación de tecnologías, información, dispositivos y sistemas.

Definición de la Arquitectura general de la SmartCity, tal y como se muestra en la imagen 59.

Fig 59: Arquitectura general de la SmartCity Málaga. Fuente: IBM

Desarrollo del sistema de gestión de Vehículos eléctricos.

Desarrollo del entorno colaborativo para la gestión del proyecto.

Componentes necesarios para el desarrollo y funcionamiento del proyecto.



3. DISEÑO.

3.1. Descripción del caso práctico. En primer lugar se va diseñar el CPD de la SmartCity de Málaga atendiendo a criterios de eficiencia energética y a las best practices descritas al principio del documento. Por otro lado, se va a diseñar una planta de cogeneración para satisfacer las necesidades de refrigeración del CPD de la SmartCity de Málaga y, a su vez, vender la electricidad generada a la red o al propio CPD a modo de una planta de generación distribuida. El calor producido atravesará una máquina de absorción para su transformación en una corriente de aire fría que será conducida al interior del CPD para satisfacer las necesidades de refrigeración pertinentes. El presente diseño comenzó en octubre de 2011, con la intención de poder acogerse al Real Decreto-ley 661/07. De manera, que la viabilidad económica del proyecto fuese incentivada con el sistema de ayudas y primas establecidas para los generadores de energía eléctrica en régimen especial, entre los que se encuentran los sistemas de cogeneración de alta eficiencia con una potencia instalada inferior a 50 MW. La derogación de este sistema de primas el 27 de enero de 2012, según el Real Decreto-ley 1/2012 - por el que se procede a la suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos - puede hacer que el proyecto no resulte económicamente viable en la actualidad. La SmartCity de Málaga es un proyecto pionero en España, todavía en desarrollo. El CPD actualmente construido en el barrio de la Misericordia (Málaga) es un CPD temporal al que se le van incorporando nuevas aplicaciones y sistemas conforme la SmartCity va creciendo. La planta de cogeneración a diseñar está orientada a satisfacer las necesidades del CPD final que dará soporte a todos los sistemas de información necesarios para administrar la SmartCity una vez finalizada. Partiendo de los consumos del CPD actualmente construido y el perfil de utilización de las distintas unidades de refrigeración, alumbrado y fuerza, se extrapolarán a las necesidades reales que tendrá el CPD final, haciendo una estimación de los sistemas necesarios para dar soporte al conjunto. Una vez determinadas las necesidades del CPD objeto de estudio se procederá a la elección y diseño de los distintos elementos de la planta de cogeneración, como se detallará más adelante. Para finalizar se realizará un estudio de viabilidad económica para determinar la rentabilidad del presente proyecto, aunque éste podría ampliarse admitiendo la posibilidad de venta del:

calor generado a:

o un establecimiento situado junto al CPD.

o las viviendas situadas en la parte superior del edificio.

o al propio CPD.

la electricidad producida a la red o al CPD.



3.2. Justificación de la tecnología empleada. La cogeneración, como se introdujo en aparatados anteriores, es la producción simultánea de energía eléctrica o mecánica y de energía térmica útil (calor/frío) a partir de la misma fuente de energía primaria. Por lo que le convierte en una tecnología que hace un uso óptimo del combustible, que incluso podría considerarse el uso más sostenible posible. La energía mecánica se aplica normalmente a un alternador para producir electricidad. La energía térmica proviene de los calores residuales de los dispositivos encargados de producir la energía mecánica (ciclos de cabeza) o como primer uso de la energía, utilizando los calores residuales para producir potencia mediante un ciclo termodinámico (ciclo de cola). Las ventajas de este tipo de tecnología son:

Reducción de las emisiones de CO2 al suprimir las calderas, cuya única finalidad es producir calor.

Permite aprovechar al máximo los combustibles fósiles.

Es un apoyo a las energías renovables y a la generación distribuida.

Autoconsumo: es posible generar a pequeña escala.

Ahorro de las pérdidas en el transporte de electricidad a larga distancia.

Reducción del impacto ambiental de las líneas de transporte.

Permite mayor flexibilidad y refuerzo en lo que se refiere a seguridad de suministro ante fallo en los generadores o en la red.

En la actualidad hay un elevado consumo de combustibles fósiles y el futuro camina hacia una producción descentralizada: la cogeneración aprovecha al máximo el combustible fósil y pertenece al grupo de generación distribuida, luego es una tecnología de transición, que permitirá ensayar los esquemas de este tipo de generación distribuida dando a conocer sus problemas.

Por otro lado, sus requisitos imprescindibles para asegurar, en la medida de lo posible, la rentabilidad de la inversión se resumen en:

Consumo de cantidades importantes de calor. En este caso, al tratarse de un CPD “pequeñito” la potencia térmica demandada no es muy alta, por lo que se recurrirá a una planta de microcogeneración.

Fiabilidad de suministro de combustibles.

Factor de utilización elevado: superior a 5.000 horas al año. En este diseño se considera que la planta trabajará 8.760 horas/año, dado que el CPD debe estar siempre funcionando. Aunque habrá que descontar los periodos en que la planta se encuentra en mantenimiento.

Por último, la fuente de ahorro económico, como es de esperar, se encuentra en la diferencia entre el coste unitario de producción de la electricidad cogenerada y su precio en el mercado. Por lo que la publicación de un nuevo Decreto Ley que “descongele” las primas a este tipo de tecnología es necesaria para su progresivo avance y mejora. 3.3. Datos de partida y cálculo de las necesidades de refrigeración.

3.3.1. Ubicación.

El CPD se encuentra en la C/ Pacífico, nº 57 en Málaga. Junto al Paseo Marítimo Antonio Banderas.



Con la ayuda de Google Maps se puede obtener una imagen de su situación.

Figura 60: Vista aérea de la ubicación del CPD.

Fuente: Google Earth.

Figura 61: C/ Pacífico, nº: 57. Málaga.

Fuente: Google Maps. Dirección web [1]

En la figura 61 se indican:

A: Bloque de viviendas del edificio.

B: Ubicación del CPD (en el bajo del edificio).

C: Ubicación de una pizzería-restaurante con entrada por el Paseo Marítimo Antonio

Banderas.

El bloque de edificios cuenta con 7 plantas y 4 viviendas por planta. Esta información podría ser interesante a la hora de barajar otro posible uso al calor generado. Aunque, como las necesidades de un CPD son de refrigeración y, por tanto, se va a realizar el desembolso para comprar una máquina de absorción esta opción no se a observar en el proyecto.

B C

A



Figura 62: Simulación virtual de la ubicación del CPD.

Fuente: Descripción y Estado de situación del Proyecto SmarCity Málaga. IBM.

3.3.2. El CPD actual. En este apartado se pretende dar una visión de conjunto del estado actual del CPD y dejar entrever al lector las potenciales ventajas que la planta de cogeneración puede introducir.

3.3.2.1. Distribución. El CPD actualmente construido se utiliza también como una “Showroom” para realizar presentaciones y recibir clientes e inversores. Cuenta con tres medias alturas:

Planta superior: donde se encuentra una sala de reuniones.

Planta baja inferior: utilizada como la planta de demostraciones. En la que se habilita una sala

donde se encuentra el equipo TI propiamente dicho del CPD.

Planta baja: que sirve de zona de recepción a los visitantes.

Figura 63: Simulación virtual de la Showroom.




Figura 64: Simulación virtual de la Showroom.


Figura 65: Simulación virtual de la disposición del CPD.


3.3.2.2. Inventario. El inventario existente en la sala del CPD se detalla en la tabla 6. Este tipo de información es relevante a la hora de justificar el consumo eléctrico actual de la instalación.

Tabla 6: Equipos electrónicos presentes en la sal del CPD.



3.3.2.3. Sistemas de refrigeración. Por otro lado, como se ha incidido a lo largo del documento, es de especial importancia medir las necesidades de refrigeración en el CPD. En este caso, los datos de las unidades de aire acondicionado presentes, se resumen en la tabla 7.

Tabla 7: Unidades de refrigeración en cada planta (valores nominales).

Como se verá más adelante, estos datos se utilizarán para mostrar de una forma intuitiva el ahorro en equipamiento y consumo eléctrico que supone la planta de cogeneración. Los catálogos del fabricante de estas unidades de aire acondicionado se adjuntan en el anexo 3. 3.3.2.4. Alumbrado. Por último hay que añadir las unidades de alumbrado de las distintas plantas. Éstas no se detallarán por resultar despreciables y tratarse de un consumo inevitable y relativamente escaso. 3.3.2.5. La sala del CPD. En la actualidad, el CPD está constituido por 1 máquina z10 (muy parecida al z196 M80), 1 ordenador portátil y 3 de sobremesa, ya que el proyecto de la SmartCity se encuentra en desarrollo.

Al tratarse de una configuración muy sencilla carece de interés realizar un estudio acerca de su distribución de temperaturas y flujo de aire. Su margen de mejora es muy limitado. Sin embargo, a la hora de construir el CPD futuro, el layout de la instalación y la orientación de los equipos de refrigeración o las salidas de aire refrigerado proveniente de la planta de cogeneración resultarán críticas a la hora de maximizar la eficiencia del conjunto.

3.3.3. Estimación del CPD objeto de diseño. A partir del CPD actual y de acuerdo a los requerimientos futuros del conjunto de dispositivos, datos y programas a los que deberá dar soporte el CPD, se han estimado las siguientes necesidades de procesamiento, almacenamiento y comunicaciones detallados en la tabla 8.



Tabla 8: Necesidades del CPD para dar soporte la SmartCity completa. *El dato de consumo se refiere a las necesidades de refrigeración de los distintos aparato, es decir, se traduce su necesidad de alimentación eléctrica en necesidad de refrigeración en relación a los datos del catálogo facilitado por el fabricante.

De acuerdo a las necesidades derivadas de la SmartCity de Málaga el CPD deberá albergar al menos 2 procesadores Z196 M80, con sus correspondientes blades, además del rack en el que se alojan, unidades de almacenamiento, dispositivos para backups y sistemas de comunicación. Al necesitar 2 máquinas Z los aparatos que necesitan como soporte son ligeramente diferentes. La elección de éstos se ha hecho de acuerdo a los aparatos disponibles en el mercado y al asesoramiento del personal experto en la materia de IBM. La justificación del uso de estos componentes se basa en las necesidades que un servidor Z requiere. La arquitectura hardware a utilizar en los nuevos sistemas de desarrollo del servidor de gama alta IBM z10 2097-E12, con 4 procesadores tipo IFL de 48 GB de memoria se detalla en la figura 66.

Fig 66: Arquitectura Hardware del IBM System z10 EC. Fuente: IBM.



Contiene 5 particiones lógicas (LPAR) con sistema operativo Linux, que aloja los diversos componentes de la arquitectura definida. El almacenamiento a utilizar por el servidor z10 se basa en una red de almacenamiento compuesto por dos switches FC Cisco, conectados por caminos redundantes a una cabina de discos DS5020 con 16 discos de 300Gb, y una librería autocargable de cintas LTO5 para las tareas de backup. La infraestructura de almacenamiento está contenida en un rack 2101-200. 3.3.4. Cálculo de las necesidades de refrigeración.

Las necesidades de refrigeración de los aparatos presentes en el CPD se han calculado con la ayuda de las especificaciones de los fabricantes y los manuales de instalación de los mismos.

Estos valores se resumen en la tabla 9. Su cálculo detallado se muestra en el anexo 4.

Consumo actual de refrigeración: [kW térmicos]

z196 M80 27,4

Cisco (comunicaciones) #

1 portátil y 3 Pcs de sobremesa #

TOTAL 30

Tabla 9: Estimación de las necesidades de refrigeración del CPD actual.

El consumo térmico de una máquina z196 M80 es de 27,4 kW, de acuerdo a sus especificaciones. El resto de aparatos existentes en la sala del CPD actual son los indicados en la tabla 6 del apartado 3.3.2.2. Sus necesidades de refrigeración son pequeñas, comparativamente, y menores que los homólogos en la extrapolación al CPD futuro, ya que la arquitectura hardware en este caso es bien sencilla.

Por tanto, dado que el proyecto SmartCity Málaga está en crecimiento y el conocimiento exacto de estos valores es imposible e irrelevante, se redondea la potencia térmica del CPD a 30kW.

La tabla 10 muestra la potencia térmica demandada por el CPD futuro.

Aparato Cantidad Consumo

[kW térmicos]

z196 M80 2 27,4

zBX 1 23,0591

IBM BladeCenter PS701 Express blades 50 #

IBM BladeCenter HX5 7873 blades 100 #

IBM WebSphere DataPower Integration Appliance XI50 for zEnterprise 2 #

XIV Gen3 de 10 modulos/150 discos/para un total de 300 TB 2 4,37

TS3500 1 1,425

Cisco Nexus 7000 18-Slot Switch 1 6

TOTAL

94,0241

Tabla 10: Estimación de las necesidades de refrigeración del CPD futuro.



En este caso, se tienen:

2 máquinas z.

1 chasis zBX con 4 racks, cada uno de los cuales puede albergar hasta 56 blades, por lo que con una unidad de este tipo es suficiente para poder alimentar y refrigerar los 152 blades.

2 XIV Gen 3, 1 TS 3500 y 1 Cisco Nexus 7000, que se encargarán del almacenamiento de los datos, las copias de seguridad y el sistema de comunicación entre los diferentes dispositivos respectivamente.

Las suposiciones realizadas para estimar estas cifras se detallan en el anexo 4.

En este momento, ya se dispone del parámetro de diseño fundamental de la planta de cogeneración. Es decir, la planta de cogeneración a instalar deberá poder suministrar un total de 94kW térmicos.

Pese a que parezca un número excesivamente elevado, en comparación con las necesidades de refrigeración de una vivienda, hay que tener en cuenta que en un CPD prácticamente toda la energía suministrada se convierte en calor que es necesario evacuar.

Además, es de resaltar que en un CPD típico la temperatura de la sala ha de mantenerse entre 10 y 12 ᵒC de forma constante. A este último aspecto hay que añadir el perfil de uso, prácticamente plano de este tipo de instalaciones, lo que hace trabajar a los sistemas de refrigeración de una manera muy estable.

Por último, parecen incongruentes las condiciones térmicas recomendadas en la tabla 9 y la capacidad del equipo de refrigeración instalado (tabla 7), con las necesidades que sería necesario cubrir con el mismo.

La unidad de aire acondicionado del CPD actual parece carecer de la potencia mínima para que el CPD opere en las condiciones idóneas de funcionamiento. Efectivamente, este hecho se comprueba al medir la temperatura de la sala en cuestión. Ésta resulta ser de 17ᵒC, un valor bastante superior al recomendado.

Por tanto, éste sería un caso claro de ineficiencia en el CPD que podría comprometer el funcionamiento de los equipos y limitar la durabilidad de los componentes. Pues éstos estarían trabajando en unas condiciones para las que no han sido diseñados y ni mucho menos de forma continuada. 3.3.5. Comparativa de los dos CPD.

Una vez detallada la ampliación a realizar, se presenta un croquis acerca del “antes” y el “después” de la instalación. Éste permite hacerse una idea muy intuitiva que justifica cómo se ven modificadas las necesidades de refrigeración. A simple vista parece que triplicar estos valores puede no resultar descabellado.



Fig 67: Croquis disposición CPD actual. Fuente: Elaboración propia.

Fig 68: Croquis CPD ampliado. Fuente: Elaboración propia.

En la figura 68 se ha optado por una configuración sencilla en cuanto al layout de los dispositivos. Puesto que la ampliación de la superficie del CPD es necesaria para poder albergar todos sus elementos, se ha considerado que lo óptimo sería utilizar un terreno lo suficientemente amplio como para poder enviar todo el flujo de aire frío desde la misma pared y recoger el caliente, resultante de refrigerar todos los dispositivos interiores, en la contraria con una o dos unidades de absorción de aire (según sea necesario). Con esta configuración se pretende simplificar el comportamiento del



flujo de aire y, así, abaratar el coste de construcción del CPD. Pues ante tales dimensiones y número de servidores, carece de sentido complicar la disposición utilizando varios pasillos fríos y calientes, o una configuración de suelo elevado.

De todos modos, una vez hecho el diseño y construido el CPD convendría realizar un estudio de los flujos de aire y distribución de temperaturas existente con el fin de evitar los temidos hot spots e ineficiencias que, como es de esperar, aparecerán en la realidad.

Asimismo, mencionar que, en el diseño que se está llevando a cabo, los aparatos de aire acondicionado representados en la figura 68 no tendrían cabida en el CPD real, pues estos serán sustituidos por tomas de aire por donde se expulsará la corriente previamente refrigerada en un intercambiador de calor con el aire frío proveniente de la máquina de absorción.

Por último, los tres aparatos de aire acondicionado que parecen salirse del croquis (figura 68), serían tres splits situados a diferente altura de sus homólogos para complementar sus expulsiones e intentar crear un frente homogéneo de aire frío listo para atacar el frente de los dispositivos a refrigerar.

La figura 69 representa el ciclo de Carré que sigue una máquina de absorción, aplicado al CPD de diseño.

Fig 69: Equivalencia entre el Ciclo de Carré de una máquina de absorción y el funcionamiento de un equipo de refrigeración convencional. Fuente: Elaboración propia.

La máquina de absorción sustituye la compresión mecánica por una térmica (de color gris en la figura 69), en la que tienen lugar reacciones químicas en intercambiadores de calor mediante la integración del refrigerante en un agente absorbente. Este proceso tiene lugar en el absorbedor, liberando calor. La solución que sale del absorbedor, rica en refrigerante, se transporta hacia el condensador por medio de una bomba. Pero antes de entrar en el mismo, el refrigerante se separa del medio absorbente mediante la adición de calor en el generador. A continuación, la solución empobrecida

Regenerador

Ambiente

Calor residual del MCIA o turbina (alta

temperatura)

CPD

Air

e ca

lien

te

Aire en

friado

Calor de baja temperatura



retorna al absorbedor, mediante una válvula. Además, se produce una regeneración, pasando calor de la solución pobre a la rica.

La ventaja de las máquinas de absorción es que el movimiento del agua se consigue sólo con una bomba, a diferencia del compresor del equipo de aire acondicionado cuyo consumo de trabajo es mucho mayor.

3.4. Diseño del CPD eficiente. Configuración “un pasillo frío y un pasillo caliente”.

Con ayuda de las prácticas descritas en 2.5 y empleando AutoCad, se ha realizado un diseño en tres dimensiones para representar cual sería la disposición óptima de los aparatos del CPD, con la finalidad de conseguir una instalación lo más eficiente posible desde el inicio. A su vez, se incluye el diseño del CPD refrigerado con la corriente de aire frío, proveniente de la máquina de absorción de la planta de cogeneración, para poder observar de una forma visual las ventajas que esta práctica introduce.

En la figura 70 se presenta el plano a escala y en tres dimensiones del CPD refrigerado con los aparatos de aire acondicionado pertinentes. Se han ocultado las paredes principales para facilitar la visualización del conjunto.

Fig 70: Plano a escala del CPD futuro, tomadas las medidas pertinentes para mejorar su eficiciencia. Fuente: Elaboración propia con AutoCad.

Es una configuración de “un pasillo frío y un pasillo caliente”. El aire frío se encuentra en la parte izquierda de la habitación, y el caliente se recoge en la parte derecha. Ambas zonas se encuentran separadas por sendos paneles (en la figura 70 con las letras B y B´) que evitan la recirculación y mezcla de estas corrientes, y ayudan a dirigir los flujos de aire hacia los aparatos objetivo (figura 71).

Se necesitan siete equipos de refrigeración (A) para poder mantener el CPD en unas condiciones de temperatura aceptables. Se ha optado por una disposición de tres y cuatro aparatos por fila, debido a las dimensiones de la sala, que imposibilitan una configuración de 3 filas, como se indica en la figura 71, en la que se incluyen las paredes y techo de la sala. Estos equipos de refrigeración están orientados para enviar la corriente fría a las dos máquinas Z (E) y al chasis zBX (F), que alberga los blades. Una vez su interior es refrigerado, la corriente de alta temperatura se libera en el pasillo

A

B C

D

B’

E

F



caliente del CPD donde es absorbido por la unidad de recuperación (C) para ser enviado de nuevo a la planta de refrigeración.

En la figura 71 se muestra en detalle el proceso de refrigeración que tiene lugar en la disposición descrita. Los paneles B y B´ se utilizan para confinar las corrientes de distinta temperatura en sus pasillos correspondientes y, a su vez, para ayudar a dirigir el flujo de refrigeración allí donde es requerido. De esta manera, se evitaría la mezcla de corrientes como sucedía en la figura 18 del documento. Se trata de una variante de las descritas en 2.5.7. Dadas las dimensiones de la sala y el carácter permanente del CPD, en el que no se prevén futuras ampliaciones, la instalación de paneles fijos no resultará costosa.

Por otro lado, las máquinas Z y el chasis zBX se encuentran sobre una plataforma (D) de 40 cm, para facilitar el envío de aire frío desde las unidades de aire acondicionado e intentar concentrar, en la medida de lo posible, el aire a alta temperatura en la parte superior del pasillo caliente.

El equipo de absorción (C) cuenta un armazón metálico de 40 cm en su parte superior, para incrementar su altura y recoger el aire lo más caliente posible. Esta medida se introdujo en 2.5.7.

Fig 71: Plano a escala de perfil del CPD. Representación del movimiento de aire pretendido en el diseño. Fuente: Elaboración propia con AutoCad.

En la figura 72, se aprecian a simple vista las mejoras que la construcción de una planta de cogeneración aledaña al CPD introduce.

En este caso, los equipos de aire acondicionado son sustituidos por cuatro rejillas por donde se impulsará el aire frío proveniente de la máquina de absorción de la planta. El hecho de no tener que disponer de estos equipos de aire acondicionado no sólo permite reducir el consumo de electricidad del CPD, sino que también reduce la superficie ocupada. Se pasa de tener que ocupar una superficie de 6.2 x 6 m, a otra de 2.25 x 5.3 m, aproximadamente, al poder reducir el largo por no tener que disponer de espacio para las operaciones de mantenimiento de los equipos de refrigeración; y el ancho por no tener que optar por la superposición de dos filas de equipos de aire acondicionado.

En este aspecto hay que resaltar que se han mantenido las distancias de separación mínimas entre equipos descritas en los manuales de instalación correspondientes, para no comprometer su funcionamiento.

A

F

E

B B’

C D 40 cm

40 cm



Fig 72: Plano a escala del CPD futuro refrigerado con la corriente de aire frío porveniente de la máuina de absorción de la planta de cogeneración. Fuente: Elaboración propia con AutoCad.

3.5. Cálculo de la potencia del motor o turbina a emplear en la planta de cogeneración.

Para calcular la potencia del motor o turbina con que generar los gases de escape que alimenten el generador de la máquina de absorción se recurre al RD 661/2007 en el que se establece el procedimiento de cálculo para el dimensionamiento de este tipo de instalaciones.

En el Anexo 1 del RD 661/2007 se define el rendimiento eléctrico equivalente de la instalación como:

Si se añade que las condiciones climatológicas son diferentes para cada lugar y pueden variar de un año a otro, en lugar de considerar un periodo concreto se procede, a efectos remunerativos, al cálculo de la electricidad que debería cumplir con el rendimiento eléctrico equivalente requerido según el Anexo 9:

Combinando ambas definiciones se obtiene:

A

B’

B

E

F

C

D



Donde:

es el valor de referencia del rendimiento para la producción separada de calor,

publicado en el Anexo II de la Decisión de la Comisión de 21 de diciembre de de 2006. En este caso se tomará:

Q: consumo de energía primaria.

V: producción de calor útil o energía térmica útil. En este caso se corresponde con las necesidades de refrigeración del CPD, obtenidas de acuerdo a la extrapolación a las necesidades reales del CPD de la SmartCity a partir de las curvas de demanda térmica monitorizadas, notado como . Nota: la planta de cogeneración a diseñar pertenece al subgrupo a.1.1. del Artículo 2: apartado a.1.

E: energía eléctrica generada medida en bornes del alternador y expresada como energía térmica. Nota: 1kWh equivale a 860 kcal.

REE: es el rendimiento eléctrico equivalente, según el Apartado 4 del Anexo 1 del RD 661/2007. Tratándose de una planta de cogeneración alimentada con gas natural y/o gases licuados del petróleo (GLP) en motores térmicos, el rendimiento eléctrico equivalente parte del 55% hasta un máximo del 60% según las plantas de cogeneración de alto rendimiento más recientes. Al tratarse de una planta de microcogeneración, es decir, de potencia instalada inferior a 1MW, este último apartado permite reducir el REE mínimo requerido en un 10%. Por tanto: REE = 49,5% ÷ 60%.

h: número de horas de funcionamiento del CPD. Se tomarán 8760 horas, al trabajar el CPD durante todo el año. Aunque nótese que este paso del diseño este parámetro no influye.

Las máquinas de absorción presentan, típicamente, un COP entre 0,7 y 1,2, según si son de simple o doble efecto. El calor, o en este caso el aire frío (en sentido estricto la máquina de absorción produce agua fría con la que se enfría el aire que se impulsa a la sala, en un intercambiador de calor estándar o en un fancoil) producido dependerá de este valor. Por lo que en cada turbina o motor a emplear se hará la comprobación de que la potencia térmica suministrada por los mismos será suficiente para cubrir las necesidades de refrigeración del CPD. Despejando P de (III) para hallar la potencia necesaria que debe suministrar el equipo de la planta de cogeneración, resulta:

Una vez determinada la potencia que debe poseer la turbina o el motor a emplear se buscarán fabricantes que dispongan de unidades lo más próximas a las especificaciones. Debido al valor de potencia tan reducido e inusual, tan sólo presente en aplicaciones de microcogeneración, se observará la posibilidad de instalar varios dispositivos en paralelo para poder suministrar la potencia requerida.



En cualquier caso, no se perderá de vista el REE mínimo exigido en el Real Decreto para poder acogerse al conjunto de plantas de cogeneración de alta eficiencia. 3.6. Estudio de diversas alternativas. Se va a observar la posibilidad de instalar microturbinas o motores de combustión interna alternativos, alimentados con gas natural. Los cálculos realizados en los diferentes casos se incluyen en el anexo 5. 3.6.1. Criterios de selección tecnológica. 3.6.1.1. Microturbinas o MCIA. La discusión entre microturbinas de gas o motores de combustión interna alternativos (MEP) de gas natural se realizará de acuerdo a los siguientes criterios. Las microturbinas presentan mejores rendimientos que los MCIA. De hecho, su integración en los ciclos combinados hace que el rendimiento global puede alcanzar entre el 80-90%. Se utilizan en plantas de operación continua, con gran demanda energética, alta relación calor/electricidad y demanda térmica de alta temperatura. Por su parte los MCIA son menores que las turbinas de gas y son interesantes para cogeneración de demanda térmica de bajo nivel de temperatura. Se utilizan en aplicaciones de menor tamaño, menor relación calor/electricidad, con la ventaja de que pueden permitir paradas semanales e incluso diarias y permite hacer frente una demanda de potencia variable. Tras este breve resumen de las características principales de las microturbinas y los MCIA, parece que los segundos se adaptan mejor a la demanda térmica y al valor de potencia requerida. La razón por la que sólo se han observado estas dos posibilidades, y no todas las descritas en los apartados 2.10.7 y 2.10.10, es que el CPD que se pretende alimentar posee unas características a medio camino entre las tecnologías mencionadas. No obstante, la elección final se basará en la tecnología disponible en el mercado que mejor se adapte a la potencia requerida en relación calidad-precio.



Fig 73: Comparación de las distintas tecnologías. Fuente: Review of Combined Heat and Power Technologies.

A modo de curiosidad, en la figura 74 se presenta un gráfico cualitativo que indica el uso de las distintas tecnologías en función de la energía eléctrica y calor requeridos.

Fig 74: Empleo de las distintas tecnologías según la relación calor electricidad. Fuente: “Tecnologías Energéticas”, Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI, Madrid. 2007.



3.6.1.2. Máquinas de absorción.

Agua / Bromuro de litio.

El par agua/bromuro de litio sólo se emplea para climatización. Al actuar el agua como refrigerante y el bromuro de litio como absorbente, el primero no puede bajar de 0,01ᵒC y su mínima temperatura de evaporación es de 4ᵒC. El problema que presentan estas máquinas es que el bromuro de litio puede cristalizarse al distanciarse la temperatura de evaporación de la de absorción, o lo que es lo mismo se reduce la presión del absorbedor.

Por otro lado, en este tipo de máquinas el agua circula por las tuberías a presiones de vacío, lo que hace que sean más compactas y presenten menores longitudes de tubería.

La presión de saturación del bromuro de litio es muy inferior a la del agua, lo que facilita la separación del par en el generador. Si ambas fuesen muy parecidas, conforme aumentara la temperatura ambos se evaporarían a la vez y sería muy difícil separar ambos compuestos.

Por último, el COP oscila entre 0,7 para el simple efecto y 1,2 para el doble.

Amoniaco / Agua.

El amoniaco actúa como refrigerante y el agua como absorbente. Con este par no hay riesgo de cristalización, lo que aumenta el margen de temperaturas de trabajo, posibilitando el aire como medio de enfriamiento.

El amoniaco es un gran refrigerante, aunque tóxico e inflamable. Puede alcanzar temperaturas por debajo de cero lo que le convierte en el par idóneo para las grandes cámaras frigoríficas. Además, a estas temperaturas de trabajo el amoniaco está a presiones elevadas, facilitando la instalación. Sin embargo, las presiones de saturación del amoniaco y del agua son similares, lo que dificulta su separación en el generador y obliga a emplear un rectificador (otra máquina que separa la mezcla) reduciendo el rendimiento hasta 0,5, debido a la demanda térmica de este equipo.

Una ventaja de las máquinas amoniaco/agua es que son considerablemente más compactas que las de agua/bromuro de litio al poder ser condensadas por aire.

Vistas estas características no hay duda de que la máquina de absorción a emplear será la de agua/bromuro de litio, por no necesitar temperaturas excesivamente bajas.

3.7. Solución técnica propuesta.

A la hora de seleccionar la tecnología más apropiada para satisfacer las necesidades de refrigeración del CPD, se va a incidir en la importancia de contribuir a la construcción de un “Green Data Center” que pueda autogestionarse, y que siga la filosofía de sostenibilidad y eficiencia que caracterizan a una SmartGrid. Aunque, no se perderá de vista que la realización de este proyecto va a estar condicionada por la rentabilidad que se espera obtener de la inversión a realizar.

De este modo, los criterios de selección particulares del proyecto se resumen en:

Conseguir la mayor eficiencia energética posible.

Obtener una tasa interna de retorno (TIR) de, al menos, el 7% a lo largo de la vida útil de la planta.



De acuerdo a estas dos condiciones y las ventajas e inconvenientes que cada solución tecnológica propone, se procede a estudiar las diversas posibilidades presentes en el mercado. A continuación se presentará el estudio de cada una estas posibilidades. En el anexo 6 se adjuntan las hojas de características de los fabricantes seleccionados. Es de resaltar que tan sólo se van a incluir en el documento aquellos motores o microturbinas que cumplen con el rendimiento eléctrico equivalente mínimo exigido por el RD 661/07. Además, al tratarse de una planta de microcogeneración, con un uso muy determinado, no son muchos los fabricantes que poseen productos fácilmente adaptables a las necesidades requeridas. De acuerdo a la ecuación (IV) y tomando como parámetros de diseño las necesidades a cubrir del CPD y las hipótesis teóricas que se muestran en la tabla 11, se concluye que la potencia del motor requerido es de 62,68 kW.

Parámetro Concepto Unidades Valor

REE Rendimiento eléctrico equivalente (49,5 - 60%) tanto por uno 0,6

h Horas de funcionamiento h 3870

ƞE Rendimiento eléctrico de la turbina/MCIA (30 - 34%) tanto por uno 0,3

RefH Rendimiento para la producción de calor útil tanto por uno 0,9

VCPD Necesidades de refrigeración kW 94,0241

P Parámetro de determinar kW 62,6827333 Tabla 11: Cálculo de la potencia del motor o turbina a emplear.

La justificación de estos parámetros de diseño se resume a continuación:

El rendimiento eléctrico equivalente ha de ser el máximo posible.

Se busca que el funcionamiento de la planta sea continuado todo el año.

Se ha tomado un rendimiento eléctrico usual de este tipo de tecnologías, ni el más ventajoso ni el más desfavorable. En este caso se toma un valor típico del 30%. Por lo que su rendimiento térmico será del 70%.

En este primer paso del diseño, el rendimiento para la producción de calor útil será del 90%.

Las necesidades de refrigeración del CPD corresponden a las especificadas en el apartado correspondiente.

Luego se buscarán alternativas de potencia lo más parecidas posible al valor calculado. Asimismo, por medio de los datos facilitados por el fabricante se procederá al cálculo del calor generado, consumo de combustible y REE - por medio de (III) - de cada alternativa para conocer con suficiente detalle la opción idónea para la planta. El cálculo detallado de todas estas magnitudes y su procedimiento se presentan en el anexo 5, aquí tan sólo se detallarán los resultados de la tecnología elegida finalmente y su justificación. De acuerdo a los criterios descritos, se concluye en la utilización de doce módulos de cogeneración de Senertec Dach en paralelo con las siguientes características:






ƞE Rendimiento eléctrico del MCIA (30 - 34%) tanto por uno 0,3



P Potencia del motor seleccionado kW 60

Pt Potencia térmica del motor seleccionado kW 175,2

V Calor recuperable en forma de refrigeración kW 140,16

q Consumo combustible motor kW 235,2

REE obtenido: 0,63131313

Rend eléctrico

0,26

Rend térmico 0,74

Tabla 12: Características del motor elegido.

El motivo de elegir este equipo (REE = 63,13%) y no uno de los que presentaban un REE mayor (REE = 63,51%) es que éste utiliza los gases de escape llevándolos hasta condensación, aumentando su eficiencia, y además, reduce sus emisiones de NOx, lo que es beneficioso para el medio ambiente y refuerza el concepto de diseñar un CPD sostenible y “verde”, lo que redunda en la filosofía de sostenibilidad que gobierna a una SmartCity. En definitiva, a efectos prácticos se trata de un módulo de 60kW de potencia eléctrica, que produce 175,2 kW de térmica y consume 235,2 kW de combustible gas natural. A continuación este calor producido se introducirá en una máquina de absorción de simple efecto de agua/bromuro de litio con la que se producirá el flujo de aire refrigerado que se entregará al CPD.

Fig 75: Imagen del equipo seleccionado. Fuente: Senertec Dach, unidades de microgeneración a gas.



3.8. Análisis económico de la instalación. Este apartado resulta de vital importancia para la realización real de la instalación, pues toda inversión se realiza con el objetivo de obtener una rentabilidad futura. En este caso, se espera obtener al menos un rendimiento del 7% al final de la vida del proyecto, estimada entre 10 y 15 años. Debido al elevado coste de mantenimiento que una planta de cogeneración requiere al final de este periodo, que en numerosas ocasiones obliga, directamente, a la renovación del equipo. En adelante se inicia el estudio económico de la planta. Se comenzará estimando el plan de negocio para concluir con el análisis de viabilidad económica pertinente, en el que se estudiarán diferentes escenarios para ver el efecto que tienen las distintas variables sobre la rentabilidad del proyecto. 3.8.1. Presupuesto. En la valoración económica habrá que tener en cuenta una serie de ingresos y gastos. 3.8.1.1. Ingresos. En cuanto a los ingresos se observan dos posibilidades:

Vender la electricidad producida a la red a un precio mayor que los costes en los que se incurren para su generación, y el calor generado convertido en frío al CPD.

Autoconsumir lo generado, es decir, vender la electricidad producida al CPD al mismo precio que le costaría a él consumirla; y el calor generado para evitar sus costes de alimentación a los equipos de aire acondicionado. Es de resaltar que, hoy por hoy, debido a la derogación del sistema de ayudas y primas establecidas para los generadores de energía eléctrica en régimen especial, ésta sería la única opción viable.

En ambos casos, el flujo de aire frío procedente de la máquina de absorción se venderá al CPD con una tasa de descuento del 10% sobre el coste en que incurriría en caso de utilizar sus equipos de refrigeración. 3.8.1.2. Gastos.

Por otro lado los gastos serán:

Consumo de gas natural como combustible del motor de combustión interna.

Habrá que tener en cuenta los costes de personal especializado y mantenimiento.

El seguro de los equipos, estimados en un 1% de la inversión inicial.

El alquiler de la superficie donde se instalará la planta será nulo, por tratarse de una superficie ínfima que en estos momentos carece de utilización. Se estima una superficie total a utilizar de 5m2, contabilizando con un perímetro de seguridad que facilite las labores de operación y mantenimiento, en la misma planta baja en la que se encuentra el CPD, es decir, dentro del local de la `showroom’ .



3.8.1.3. Inversión. Por último, la inversión inicial a realizar se estima entre 1.5 y 2.3 M€/MW instalado, según datos típicos para plantas de cogeneración de baja potencia. Se ha tomado un valor medio de 2 M€/MW e incluye:

Conexión a red de gas.

Conexión a baja tensión.

Conexionado eléctrico.

Sistema de tuberías.

Bomba de impulsión.

Grupo turbogenerador con sistema de recuperación de gases de escape en agua caliente.

Aerorrefrigerador.

Máquina de absorción.

Torre de refrigeración.

3.8.1.4. Plan de negocio. Previamente a realizar el análisis de viabilidad económica, se elabora un presupuesto o plan de

negocio detallado de todo aquello necesario para poner en funcionamiento la instalación de

cogeneración.

A continuación se presenta el plan de negocio inicial para estimar la viabilidad del proyecto.

Ingresos Unidades

Producción EE [P*h*(€/kWh)] (Opción 1) 80893,2643 €

Coste evitado al CPD [P*h*(€/kWh)] (Opción 2) 69079,1227 €

Venta de calor generado al CPD 41864 €

TOTAL Opción 1 127408,835 €

TOTAL Opción 2 110943.13 €

Tabla 13: Ingresos de la planta de cogeneración (presupuesto).

Gastos Unidades

Operación y mantenimiento 4367,52 €

Consumo combustible gas natural 85603,392 €

Alquiler superficie (*) 0 €

Seguro (1% de la inversión) 1500 €

TOTAL 91.470,91 €

Tabla 14: Gastos de la planta de cogeneración (presupuesto).



Inversión Unidades

Inversión inicial 150000 €

Coste 2.5 M€/MW

TOTAL 150000 €

Tabla 15: Inversión de la planta de cogeneración (presupuesto).

El cálculo detallado de todas estas magnitudes se incluyen en el anexo 7.

Dada la magnitud de los gastos e ingresos esperados parece factible la recuperación de la inversión inicial, ya que anualmente los ingresos esperados obtener (con ambas opciones) parecen muy superiores a los costes a afrontar. Esto se puede observar de un modo más cualitativo en el gráfico 1.

Gráfico 1: Estimación visual de ingresos y gastos.

3.8.2. Análisis de viabilidad económica.

Una vez comprobado que el proyecto puede resultar rentable se va a proceder a un estudio de

viabilidad económica para calcular la influencia de diferentes factores en la rentabilidad de la planta.

Para ello, se han realizado diversos análisis de sensibilidad, en los que se observan las siguientes

posibilidades:

Venta de electricidad acogiéndose al régimen especial de generación, pero sin

complementos.

Venta de electricidad con los complementos por energía reactiva y eficiencia.

Venta de la electricidad generada al CPD en régimen de autoconsumo.

Variaciones en el precio del gas natural.

Influencia sobre la rentabilidad de la planta según el número de horas de funcionamiento.

Efecto de la reducción de la vida útil de la planta de 15 a 10 años.



En todos los casos se estimará:

la tasa interna de retorno (TIR) para poder distinguir la opción más ventajosa.

el año en que se recupera la inversión inicial.

los flujos de caja anuales.

Se considera que la inversión inicial se realiza en el momento de ejecución de la obra en el año 0 con

fondos propios, de manera que no se contemplan intereses por la prestación de un crédito por parte

de una entidad bancaria. En caso de hacerlo se generarían una serie de intereses a añadir

negativamente en la cuenta de resultados debido a la devolución del préstamo, y dada la cantidad a

desembolsar, este supuesto no resulta descabellado.

Por último, recuérdese que dicha inversión inicial comprende el conjunto de elementos necesarios

para comenzar a operar la planta.

El proceso seguido en el estudio económico se detalla a continuación.

El margen bruto (MB) anual se calcula como:

MB = Ingresos totales – Gastos totales (V)

Amortización (A):

A = Inversión inicial / Años de vida útil. (VI)

Beneficio antes de impuesto e intereses (BAI) o margen neto (MN):

BAI = MB – A (VII)

Se estiman unos impuestos (I) del 36% (impuesto de sociedades) del beneficio antes de impuestos:

I = 0.36 ∙ BAI (VIII)

Beneficio después de impuestos (BDI):

BDI = BSI – I (IX)

El flujo de caja anual (FC) será:

FC = BDI + I (X)

La tasa de rentabilidad (TR):

TR=MN/I (XI)

El Periodo de recuperación (PR):

PR=I/MB (XII)

En las tablas del anexo 7 se puede observar el cálculo detallado de la rentabilidad de la instalación con los parámetros considerados en el caso base. A modo resumen se resume dicho caso en la tabla 16.



Ingresos por venta de electricidad 69079,12 €

Ingresos por venta de calor 41864 €

INGRESOS TOTALES 110.943,13 €

Coste total del combustible 85603,4 €

Coste de mantenimiento 4367,52 €

Seguro 1200 €

COSTES TOTALES 91.170,91 €

Inversión 150.000 €

TIR (15 años) 8.58 %

Tabla 16: Resumen del caso base.

El caso base consiste en la venta de electricidad y calor (convertido en frío mediante una planta de cogeneración) al CPD. La energía eléctrica se vende al precio que compra la electricidad el CPD, y al precio del calor generado se le aplica un 10% de descuento para incentivar el uso y aprovechamiento de planta de cogeneración por parte del dueño del CPD.

En las tablas adjuntas en el anexo 8, se examinan cada uno de los escenarios propuestos. En ellas se ha contemplado la posibilidad de añadir gastos adicionales típicos en una planta de cogeneración a nivel industrial como podrían ser: vigilancia, impuestos locales o gastos administrativos. No obstante, por tratarse de una planta de microcogeneración a instalar en el interior del local en que se sitúa el CPD, éstos van a resultar nulos.



4. ANÁLISIS DE RESULTADOS.

Los diferentes estudios de sensibilidad detallados se encuentran en el anexo 8. En este apartado se van a examinar los más relevantes de acuerdo a su probabilidad de ocurrencia.

4.1. Análsis de sensibilidad.

4.1.1. Escenario 1: Venta de electricidad a la red sin complementos.

En caso de recibir la prima otorgada a los generadores en régimen especial, pero sin favorecerse de los complementos, se obtiene un TIR del 23.33 %. Se recupera la inversión inicial en el quinto año.

Gráfico 2: Flujo de caja del escenario 1.

4.1.2. Escenario 2: Venta de electricidad a la red con complementos.

Esta sería la posibilidad más ventajosa posible: se aprovecharían al máximo las ayudas del Estado, al mismo tiempo que el precio de gas no presentaría un coste elevado. El TIR sería magnífico: 32.52%, y en el cuarto año ya se comenzarían a obtener beneficios.




4.1.3. Escenario 3: Venta de electricidad a la red con complementos y subida del precio del gas.

Esta opción muestra la fragilidad del proyecto a cambios en el precio del gas. Pese a acogerse a todos los incentivos facilitados por el gobierno para fomentar el uso de estas tecnologías, se reduce drásticamente la rentabilidad de la planta al 13.25 %. Aunque es de notar que este resultado es bastante ventajoso de acuerdo al rendimiento que sería posible obtener si se mantuviese el dinero en un banco.

Habría que esperar 7 años a recuperar la inversión inicial, lo que puede suponer un riesgo importante si no existe cierta estabilidad regulatoria.


4.1.4. Escenario 4: Venta de electricidad a la red sin complementos y subida del precio del gas.

Como complemento al caso anterior si se reducen las ayudas del Estado y el precio del kWh del gas sube, podría ser imposible recuperar la inversión. Un escenario de estas características haría desestimar la construcción de la planta por parte de cualquier inversor.

No obstante, hay que resaltar que la subida del precio de gas simulada es del 35%, una situación altamente improbable pero no imposible. Pues el precio del gas está indexado a las variaciones del precio del petróleo y este último no tiene por qué experimentar patrones racionales.




4.1.5. Escenario 5: Venta de electricidad a la red con complementos y subida límite del precio del gas.

El escenario 5 representa el caso límite de rentabilidad ante un incremento drástico en el precio del gas, hasta el punto de llegar al llamado “punto muerto de rentabilidad” en el que no se obtiene ningún beneficio. El precio del kWh del gas sería del 6.4806 c€. Según datos del Informe de Energía 2011 del Foro Nuclear el precio medio en la Unión Europea de los últimos 5 años ha sido de 8,367 c€. 4.1.6. Escenario 6: Venta de electricidad a la red sin complementos y baja la venta de electricidad

al CPD.

Aunque los resultados se muestran sensibles a reducciones en el precio de venta de electricidad ordinaria (al consumidor doméstico), éstos no son muy acusados. Si se reduce la factura de la luz del consumidor en un 45%, la rentabilidad sigue siendo positiva lo que demuestra que la principal fuente de ingresos viene de las primas recibidas.

4.1.7. Escenarios 7 y 8: Venta de electricidad a la red con complementos y parada la planta 7 y 10 semanas por mantenimiento, respectivamente.

Si surgiese algún problema y la planta tuviese que permanecer parada durante más tiempo de lo estipulado por el fabricante para realizar las operaciones de mantenimiento pertinentes, la rentabilidad de la inversión no se vería muy afectada, aunque disminuye de un 13.25% a un 12.23% (con 7 semanas de mantenimiento) y un 11% (con 10 semanas de mantenimiento).

Por lo que será interés del dueño del CPD y de la planta de cogeneración que ésta no falle y pueda quedar fuera de servicio. Pues por cada día de parada ambos estarían perdiendo dinero.

4.1.8. Escenario 9: Venta de electricidad a la red con complementos, coste del gas natural alto y 10

años de vida del proyecto.

Al reducir la vida de la planta se reduce con ello el rendimiento obtenido a la inversión inicial. Pues por cada año siguiente al séptimo son años en los que se comienzan a obtener beneficios. Por tanto, como era de esperar, el TIR se reduce al 10.12%.

4.1.9. Escenario 10: Venta de electricidad a la red sin prima.

Con este caso, se pretende simular el caso actual en que se han derogado las ayudas al régimen especial. Incluso aquí, debido al gran potencial de la cogeneración al aprovechar el calor de los gases de escape, se obtiene un TIR del 8.58%.

Este resultado indica que el módulo de cogeneración elegido es altamente competitivo en relación calidad-precio, pues no se necesitaría ninguna ayuda adicional para hacer el proyecto económicamente rentable. Aunque se insiste en que este resultado tan peculiar, muy probablemente, se deba a los grandes recortes de gastos experimentados al no tener que hacer frente al alquiler de la superficie empleada y otros impuestos detallados en apartados anteriores.



5. CONCLUSIONES.

5.1. Conclusiones sobre los resultados.

Se procede a instalar un módulo de cogeneración Senertech Dach de potencia 60 kW alimentado con gas natural y con recuperación térmica en forma de frío por medio de máquina de absorción, cuya rentabilidad a 15 años - bajo la hipótesis de 100% de autoconsumo eléctrico en el CPD - es de 8.58%. Analizando las sensibilidades en función de la variación de distintos parámetros se encuentran escenarios con rentabilidades más elevadas. No obstante, no son consideradas a la hora de hacer la inversión.

La planta se operará durante 15 años en un régimen de funcionamiento de 8088h al año. El fabricante, Senertec Dach, asegura en sus especificaciones que la vida útil de la planta es de hasta 20 años. Aunque esta cifra estará sujeta a variaciones en función de las horas de operación anuales y del cumplimiento del mantenimiento, según el plan de servicio técnico y conservación. La experiencia demuestra que a partir de los 15 años de funcionamiento los costes de mantenimiento crecen considerablemente obligando en la mayoría de los casos al cierre de la instalación. Por lo que la forma óptima de explotar económicamente el proyecto es prolongar el funcionamiento de la planta hasta los 15 años.

Por otro lado, el diseño se comenzó con la intención de acogerse a las ayudas estatales propuestas para el fomento de las energías renovables, y más concretamente para el desarrollo de plantas de generación distribuida de alta eficiencia como es la microcogeneración a nivel doméstico. La publicación del RD 1/2012, por el que se suprimen las ayudas al régimen especial, va a hacer que la rentabilidad que se esperaba obtener se vea reducida a un 8%, aproximadamente.

Sin embargo, esta última cifra es suficiente para atraer inversores y asegurar la construcción de la planta. Por otro lado, se demuestra que los pasos seguidos hasta el momento en el sector han sido los correctos. Hasta el punto de hacer posible la compra de unidades de microcogeneración competitivas que aseguren la rentabilidad de la inversión en aplicaciones de baja potencia.

Por último, no deben olvidarse los objetivos iniciales de este proyecto de contribuir a la construcción y mejora de un CPD eficiente. Con este diseño se ha dado el primer paso en el camino hacia la consecución de un “Green Data Center”.

Se ha diseñado una planta de generación distribuida que, no sólo satisfará sus necesidades eléctricas y térmicas, sino que – al contrario que la habitual producción separada de electricidad y calor – la cogeneración aprovecha la energía primaria del combustible casi al 100%. Este altísimo rendimiento permite ahorrar grandes cantidades de energía primaria y reduce las emisiones de CO2. Además, en este caso concreto, la unidad seleccionada, por tratarse de un motor de gas de mezcla pobre presenta unas emisiones de NOx mínimas a las que habría que sumar un catalizador de escape integrado que convierte los gases de CO2 y los HC.



Gráfico 7: Flujo de caja esperado en el caso base.

Por tanto, se han conseguido los dos objetivos primordiales con los que se inició el proyecto:

1. Fomentar el uso de las energías renovables hasta el punto de poder adaptarlas a aplicaciones de pequeña escala, con las que contribuir al desarrollo sostenible, y reducir el uso de combustibles fósiles y emisiones de gases nocivos a la atmósfera.

2. Servir de ejemplo como iniciativa en el campo de las TIC. En este aspecto, se considera de vital importancia comenzar a tomar las medidas oportunas para la drástica previsión de crecimiento de la industria TI, que comenzó en los últimos años, sea lo más “green” posible. Para ello, una planta de cogeneración que, en caso de materializarse, contribuirá al desarrollo y operación del CPD eficiente, también diseñado, integrado en una SmartCity, y demostrará la versatilidad y potencial existente en la producción conjunta de electricidad y calor.

5.2. Recomendaciones y futuras mejoras.

Los siguientes pasos a realizar en este proyecto irán encaminados en dos direcciones.

Una, eminentemente, relacionada con el equipo TI y los CPD en lo que se refiere a la mejora de la eficiencia del funcionamiento de los mismos.

Se propone el estudio de la disposición óptima del equipo que conforma el CPD para obtener un flujo de aire y una distribución de temperaturas lo más libre posible de ineficiencias. Con el objeto de facilitar esta labor, se presenta una revisión pormenorizada de las medidas que sería necesario tomar, así como una explicación de por qué y cómo se generan y atacan estas ineficiencias.

Igualmente, sería de gran utilidad estudiar la posibilidad de implementar las prácticas de virtualización y consolidación de servidores. E, incluso, podría ser interesante comprobar la validez y eficacia de algunas de las “best practices” descritas y referenciadas.

Por otro lado, desde el punto de vista de la sostenibilidad y el cuidado del medio ambiente se podría incidir más en aspectos como la huella de carbono, o el estudio de la novedosa geotermia que permitiría la reducción de la misma. En el apartado de “Conclusiones” de las referencias se facilita la referencia a dos informes que estudian el modo de reducir la huella de carbono en un CPD.

TIR = 8.58 %



6. ANEXO 1.

Anexos del Código de Conducta para CPD de la Unión Europea.



7. ANEXO 2.



8. ANEXO 3.

Los catálogos de los aparatos de aire acondicionado presentes en el CPD se adjuntan a continuación.

Fig 76: Características de los equipos de aire acondicionado.

Fuente: DAIKIN



Fig 77: Características de los equipos de aire acondicionado.

Fuente: DAIKIN


Miguel Canga Alameda - Proyecto de fin de carrera. página.- 139

9. ANEXO 4.

Contiene los cálculos realizados para determinar las necesidades de refrigeración del CPD.

Aparato Cantidad Consumo [kW

térmicos] Descripción

z196 M80 (1) 2 27,4 80 procesadores

zBX (2) 1 23,0591 Chasis con alimentación donde se montan los blades

IBM BladeCenter PS701 Express blades (3)

50

Blade

IBM BladeCenter HX5 7873 blades (4)

100

Blade

IBM WebSphere DataPower Integration Appliance XI50 for zEnterprise (5)

2

Blade

XIV Gen3 de 10 modulos/150 discos/para un total de 300 TB (6)

2 4,37 Almacenamiento (4,6 KVA se le supone un fdp de 0,95 según especificaciones de z196

M80 y zBX)

TS3500 (7) 1 1,425 Almacenamiento para backups (1,5 KVA se le supone un fdp de 0,95 según

especificaciones de z196 M80 y zBX)

Cisco Nexus 7000 18-Slot Switch (8)

1 6 Comunicaciones (se estiman 6kW de acuerdo a la página de Cisco y sus Nexus 7000

series)

TOTAL

94,0241

Tabla 16: Tabla resumen de las necesidades de refrigeración del CPD.

(1) Con la ayuda del manual de instalación del z196 M80 (zEnterprise 196: Installation Manual for Physical Planning. 2817 All Models) se obtienen sus necesidades de refrigeración como se detalla a continuación.



Una vez definido el modelo a instalar, se procede a identificar los parámetros deseados en el documento descrito. Dado el alcance del presente apartado, con las dos primeras tablas tan sólo se pretende identificar las especificaciones de la máquina Z que permitirán entrar en el apartado de “Power Specifications” y calcular la potencia térmica expulsada por la misma, según el fabricante.

Fig 78: Información del Manual de Instalación del z196.

Este valor es de 27,4 KW térmicos, valor que el sistema de refrigeración instalado deberá hacer frente.



A su vez, se facilita un factor de potencia típico de este tipo de aparatos, de valor mayor o igual a 0,95.

(2) El chasis utilizado para albergar los blades, y que, además, se encargará de su alimentación y refrigeración es un zBX Model 002. Con la ayuda de su manual de instalación (zEnterprise BladeCenter Extension: Installation Manual for Physical Planning. ) se puede deducir cómo se van a almacenar los blades y, en consecuencia, qué requerimientos tendrá para el sistema. Dado el número de blades necesarios se deduce que la única configuración posible es, de acuerdo a las especificaciones de la ASHRAE (American Society of Heating, Refrigerating and Air Conditioning Engineers) indicada en la tabla.

Fig 79: Información del manual de instalación del zBX..

De la tabla anterior se deduce que este rack (parecido a un “armario”) cuenta con 4 “baldas” capaces de albergar 56 blades cada una. En este caso se necesita alimentar 152 blades. Con un chasis zBX se podrían alimentar 224, por lo que con la compra de un equipo sería suficiente. Además, los blades del rack se colocarán sucesivamente desde la parte inferior, para facilitar la labor a los instaladores en posibles futuras ampliaciones.

Fig 80: Imagen del zBX.



Esta configuración consume 78,7 kBTU térmicos, o lo que es lo mismo, 23,0591 kW térmicos. Por tanto, estos valores se duplicarán al calcular las necesidades del CPD real por necesitar dos unidades como la descrita.

(3) (4) y (5) son refrigerados por (2), por lo que no suponen un aumento de la demanda calorífica.

(6) y (7) tienen unos consumos respectivos de 4,6 KVA y 1,5 KVA. Al tratarse de sistemas de almacenamiento específicos se toma la aproximación de que prácticamente la totalidad del consumo eléctrico se convierte en calor. Para hacer esta aproximación se ha hecho uso del factor de potencia que suele presentar el equipo TI, muy resistivo. (Nótese que esta aproximación es fácilmente justificable al considerar cualquier aparato que transforma prácticamente la totalidad de la energía eléctrica consumida en calor, como una bombilla, presentando factores de potencia muy próximos a la unidad). En este caso, se ha tomado: cos ϕ =0,95, lo especificado por el fabricante en (1) y (2). A continuación se presentan las tablas de donde se han obtenido estos datos, así como, las páginas webs pertinentes.

XIV Gen3 de 10 modulos/150 discos/para un total de 300 TB: http://www-03.ibm.com/systems/storage/disk/xiv/specifications.html

Fig 81: Características del XIV Gen3.

TS3500: http://www-03.ibm.com/systems/storage/tape/ts3500/specifications.html

Fig 82: Características del TS3500.

http://www-03.ibm.com/systems/storage/tape/ts3500/specifications.html



(8) El fabricante del Cisco Nexus 7000 18-Slot Switch no facilita su consumo, ni sus necesidades de refrigeración, por lo que tomando como referencia los accesorios de alimentación disponibles en el mercado para este tipo de sistemas de comunicaciones (Nexus 7000 series) de este fabricante, se estima un consumo intermedio de 6 kW térmicos. Esta cifra se obtiene tras hacer, de nuevo, la aproximación de que prácticamente todo el consumo eléctrico se convierte en calor liberado que habrá que enfriar. Esta información se encuentra disponible en Cisco Nexus 7000 18-Slot Switch: http://www.cisco.com/en/US/products/ps10098/index.html.

http://www.cisco.com/en/US/products/ps10098/index.html



10. ANEXO 5.

En este anexo se muestra el estudio de las posibles alternativas de acuerdo a los equipos disponibles en el mercado.

En el documento se detallan los cálculos de las nueve posibilidades más prometedoras de las estudiadas. Otras han sido descartadas por incoherencias en las hojas de características o debido a la escasa información facilitada por el fabricante, lo que obligaba a tomar diversas suposiciones teóricas que falsearían los resultados reales que se esperan tener en esa fase del diseño.

Las hojas de características del fabricante se encuentran detalladas en el anexo 6 del documento.

10.1. Motores Deutz 912.

10.1.1. Dos motores F3L 912 operando en paralelo.











REE obtenido:

0,555041044

Donde:

Rend eléctrico

0,293

Rend térmico 0,607

Pérdidas 0,1

Cada motor es de 29 kWe, por ello es necesario poner dos de ellos en paralelo, resultando en una potencia eléctrica generada de 58 kWe.

La potencia térmica del motor se calcula como:

Pt = (P/ ƞE) * ƞT (V)

Es decir, de forma gráfica la potencia del motor eléctrica es sólo una porción de la entrante, que además se divide en potencia térmica y pérdidas.



Fig 83: Esquema de aprovechamiento de la potencia del motor.

Fuente: Elaboración propia.

A continuación, el calor definitivamente recuperable será este valor multiplicado por el COP correspondiente. En el caso de los motores el COP es 0,7. Por tanto:

V= Pt *0,7 (XIII)

El consumo de combustible necesario para dar la potencia eléctrica deseada será:

q= P/ ƞE (XIV)

Así, finalmente, se obtiene un REE de acuerdo a (III) de 55,5%.

Este procedimiento es análogo para los diferentes modelos de motores de combustión interna alternativos seleccionados.

10.1.2. Dos motores F4L 912 operando en paralelo.











REE obtenido:

0,55611602

Donde:

Rend eléctrico

0,294

Rend térmico 0,606

Pérdidas 0,1

Se obtiene un REE de 55,61%.



10.1.3. Motor F6L 912.












Donde:

Rend eléctrico

0,298

Rend térmico 0,602

Pérdidas 0,1

Con un REE de 57,85%.

10.2. Módulos de cogeneración Senertec Dach.

10.2.1. Doce módulos de cogeneración G5.5 en paralelo.

En este caso, al tratarse de un módulo de microcogeneración diseñado para este tipo de aplicaciones, el fabricante facilita información más detallada acerca de su funcionamiento.

El rendimiento eléctrico equivalente se calcula de forma análoga al apartado anterior, con la salvedad de que, en este caso, el fabricante facilita algunos de los datos que se necesitan en su hoja de características, por lo que no será necesario calcularlos.








Pt Potencia térmica del motor seleccionado kW 150



V Calor recuperable en forma de refrigeración kW 120

q Consumo combustible motor kW 246

REE obtenido:

0,52380952

Rend eléctrico

0,26

Rend térmico

0,61


10.2.2. Once módulos de cogeneración G5.5 en paralelo.







P Potencia del motor seleccionado kW 60,5


V Calor recuperable en forma de refrigeración kW 110



Rend eléctrico

0,26

Rend térmico 0,61

El REE es de 52,38%.

10.2.3. Once módulos de cogeneración G5.5 en paralelo, con aprovechamiento de los gases de escape hasta condensación.







P Potencia del motor seleccionado kW 60,5







Rend eléctrico

0,26

Rend térmico 0,72


10.2.4. Doce módulos de cogeneración G5.5 en paralelo, con aprovechamiento de los gases de escape hasta condensación.










q Consumo combustible motor kW 246


Rend eléctrico

0,26

Rend térmico 0,72

Con un REE de 63,51%.

10.2.5. Doce módulos de cogeneración G5.0 en paralelo, con bajas emisiones de óxidos de nitrógeno (NOx).














Rend eléctrico

0,26

Rend térmico 0,63

Se obtiene un REE de 51.23%.

10.2.6. Doce módulos de cogeneración G5.0 en paralelo, de bajas emisiones de NOx con aprovechamiento de los gases de escape hasta condensación.












Rend eléctrico

0,26

Rend térmico 0,74

Se obtiene un REE de 63.13%.



11. ANEXO 6.

Hoja de características del motor Deutz 912.

Fig 84: Características del motor Deutz 912.



Hoja de características de Senertec Dach.



Fig 85: Hoja de características de Senertec Dach.



12. ANEXO 7.

El presupuesto de la planta de cogeneración a construir es el siguiente:

12.1. Ingresos.

Ingresos

Unidades

Producción EE [P*h*€/kWh] (Opción 1) 80893,2643 €

Coste evitado al CPD [P*h*€/kWh] (Opción 2) 69079,1227 €

Venta de calor generado al CPD 41864 €

TOTAL OPCIÓN 1 127408,835 €

TOTAL OPCIÓN 2 110943,13 €

Calor generado con el módulo de cogeneración (V) 140,16 kW

Calor aprovechable para refrigeración (V*) 126,144 kW

COP cogeneración 0,9 COP equipo de A.A. del CPD (DAIKIN BQS140) 2,81 Energía eléctrica que consumiría la máquina

DAIKIN BQS140 para generar el frío dado por la máq. Absorción. 49,8790036 kWh

Tarifa regulada actualizada a 31/12/2011 0,166694 [€/kWh]

Precio de compra energía del CPD 0,142349 [€/kWh]

Tiempo funcionamiento motor 8088 h

Tiempo de mantenimiento (4 semanas) 672 h

Número de horas al año 8760 h

Potencia del módulo seleccionado 60 kW

Descuento al CPD (10%) 0,9

Suplemento por energía reactiva óptima 0,00348088 [€/kWh]

Complemento por eficiencia 0,02782 [€/kWh]

Tarifa regulada con complementos 0,19799488 [€/kWh]

Incremento acaecido 0,03130088 [€/kWh]

Donde:

El calor aprovechable en forma de refrigeración se calcula a partir del calor producido y del COP de la planta de cogeneración:

V*= V ∙ COP cogeneración (XV)

Para estimar la venta de electricidad al CPD antes hay que calcular su consumo de electricidad para satisfacer las necesidades de refrigeración. Para ello, se estima la energía eléctrica que consumirían



los equipos de aire acondicionado para dar el flujo de aire frío que se consigue con la planta de cogeneración. Por tanto:

E.E. consumida por equipos de A.A. = V / COP equipo de aire acondicionado (XVI)

Se toma el valor más reciente de la tarifa de venta de electricidad en régimen especial, actualizado en el BOE del 31 de diciembre de 2011:

El precio de compra de electricidad del CPD proviene de la última factura de la luz del mes de abril a 0.142349 €/kWh.

Lo ideal sería que la planta estuviera funcionando a tiempo completo los 365 días del año, no obstante son necesarias 4 semanas de parada al año: 2 en el período de verano y 2 en invierno. Por lo que el tiempo de funcionamiento del motor es de 8760 h al año.

Por último, la regulación española observa la posibilidad de adquirir unos complementos adicionales a sumar a la prima recibida. En el caso que nos ocupa, éstos se deben a la generación de energía reactiva óptima para la red y a la elección de un módulo de cogeneración de alta eficiencia:

Complemento por energía reactiva.

Según el artículo 29 del RD 661/07, toda instalación acogida al régimen especial, independientemente de la de la opción de venta elegida, recibirá un complemento por energía reactiva por el mantenimiento de unos determinados valores de factor de potencia. Este complemento se revisa anualmente. En este caso se obtiene una bonificación del 4% sobre el precio de la energía reactiva, que 31/12/2011 queda fijado en 8.7022 c€/kWh.

Complemento por energía reactiva = 4% ∙ 8.7022 c€/kWh = 0.00348088 €/kWh. (XVII)



Complemento por eficiencia.

Las instalaciones del régimen especial, a las que les sea exigible el cumplimiento del rendimiento eléctrico equivalente y aquellas cogeneraciones con potencia instalada menor o igual de 100 MW, que acrediten en cualquier caso un rendimiento eléctrico equivalente superior al mínimo por tipo de tecnología y combustible según se recoge en el anexo I del RD 661/07, percibirán un complemento por eficiencia, aplicable únicamente sobre la energía cedida al sistema a través de la red de transporte o distribución, basado en un ahorro de energía primaria incremental cuya cuantía será determinada de la siguiente forma:

Complemento por eficiencia = 1,1 ∙ (1/REEminimo –1/REEi) ∙ Cmp (XVIII) Donde:

- REEminimo: rendimiento eléctrico equivalente mínimo exigido que aparece en la tabla del anexo I. En este caso se trata de un motor de gas natural de baja potencia lo que permite reducir esta cifra en un 10%. Finalmente, resulta un rendimiento del 49.5%

- REEi: corresponde al rendimiento eléctrico equivalente acreditado por la instalación, en el año considerado y calculado según el anexo I del RD 661/07. El motor seleccionado presenta un REE de 61.13 % (véase anexo 5).

- Cmp: es el coste unitario de la materia prima del gas natural (en c€/kWhPCS) para la venta de gas natural y gases manufacturados por canalización para suministros a presión igual o inferior a 4 bar. De acuerdo a datos del Foro Nuclear este valor a finales del 2011 fue de 5.7994 c€/kWh.

Sustituyendo en (XVIII) se obtiene un complemento de 0.02782 €/kWh.

Por tanto, se tiene la posibilidad de incrementar el prima inicial en 0.03130088 €/kWh.

Tarifa regulada con complementos 0,19799488 [€/kWh]

Incremento experimentado 0,03130088 [€/kWh]

Tarifa regulada actualizada a 31/12/2011 0,166694 [€/kWh]

Tabla 18: Resumen posible prima a recibir.

Finalmente, el ingreso obtenido por la venta del calor generado en la planta de cogeneración al CPD será lógicamente:

Venta calor CPD [€] = (V* / COP equipo de aire acondicionado) ∙ Precio compra CPD ∙ nᵒ horas ∙ 10% descuento (XIX)

La razón de establecer una tasa de descuento del 10% al propietario del CPD radica en incentivar la compra de la energía térmica por su parte, en lugar de utilizar sus propios equipos de refrigeración.



12.2. Gastos.

Gastos

Unidades

Operación y mantenimiento 4367,52 €

Consumo combustible gas natural 85603,392 €

Alquiler superficie (*) 0 €

Seguro (1% de la inversión) 1500 €

TOTAL 91.470,91 €

Coste operación y mantenimiento (**) 0,007 [€/kWhe]

Consumo de gas del módulo de cogeneración. 235,2 kW

Precio del gas natural. (***) 0,045 [€/kWh]

(*) superficie ocupada mínima (**) incluye O&M cogeneración y de la máquina de absorción

(***) Factura de gas del 04/2012

12.3. Inversión.

Inversión

Unidades

Inversión inicial 150000 €

Coste 2.5 M€/MW

TOTAL 150000 €

NOTA: La inversión se estima en entre 1,5÷2,5 M€/MW (*)

(*) Esta estimación es válida para plantas de cogeneración de baja potencia, e incluyen:

Conexión a red de gas. Conexión a baja tensión.

Conexionado eléctrico. Sistema de tuberías. Bomba de impulsión. Grupo turbogenerador con sistema de recuperación de gases de escape en agua

caliente.

Aerorrefrigerador. Máquina de absorción. Torre de refrigeración.



12.4. Rentabilidad del caso base.

Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Produccion electrica [kWh] 485280 485280 485280 485280 485280 485280 485280 485280 485280 485280 485280 485280 485280 485280 485280 485280

Precio unitario (aumento 5,4%anual) 0,142349 0,142349 0,15003585 0,158137782 0,16667722 0,17567779 0,18516439 0,19516327 0,20570209 0,21681 0,22851774 0,240857697 0,253864013 0,267572669 0,282021593 0,297250759

Venta electricidad [€] 69079,12272 72809,3953 76741,1027 80885,1222 85252,9188 89856,5765 94708,8316 99823,1085 105213,556 110895,088 116883,4232 123195,128 129847,6649 136859,4388 144249,8485

Potencia de la planta [kW] 60

Horas de funcionamiento 8088

Venta de calor al CPD [€] 41864,01336 43119,9338 44413,53178 45745,9377 47118,3159 48531,8653 49987,8213 51487,4559 53032,0796 54623,042 56261,73326 57949,58526 59688,07282 61478,715 63323,07645

Precio calor unitario (3% anual) [€/kWh] 0,1281141 0,1281141 0,13195752 0,135916249 0,13999374 0,14419355 0,14851935 0,15297494 0,15756418 0,16229111 0,16715984 0,172174637 0,177339877 0,182660073 0,188139875 0,193784071

INGRESOS (€) 110943,1361 115929,329 121154,6345 126631,06 132371,235 138388,442 144696,653 151310,564 158245,636 165518,13 173145,1564 181144,7133 189535,7378 198338,1538 207572,925

Consumo combustible [kW] 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2

Coste unitario combustible [€/kWh] (incr 5%anual) 0,045 0,045 0,04725 0,0496125 0,05209313 0,05469778 0,05743267 0,0603043 0,06331952 0,06648549 0,06980977 0,073300258 0,076965271 0,080813535 0,084854211 0,089096922

Coste total Combustible [€] 85603,392 89883,5616 94377,73968 99096,6267 104051,458 109254,031 114716,732 120452,569 126475,198 132798,957 139438,9053 146410,8505 153731,3931 161417,9627 169488,8608

Coste mantenimiento [€/kWh] (incr 2,5%anual) 0,009 0,009 0,009225 0,009455625 0,00969202 0,00993432 0,01018267 0,01043724 0,01069817 0,01096563 0,01123977 0,011520761 0,01180878 0,012103999 0,012406599 0,012716764

Mantenimiento [€] 4367,52 4637,17316 4846,185379 5065,2424 5294,84939 5535,53767 5787,86612 6052,42258 6329,82544 6620,72522 6925,806257 7245,788531 7581,42951 7933,526154 8302,917

Vigilancia (incr. 2% anual) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Impuestos locales (incr. 2% anual) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Alquiler de superficie 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Seguro de la instalación. (incr. 2% anual) 1200 1200 1224 1248,48 1273,4496 1298,91859 1324,89696 1351,3949 1378,4228 1405,99126 1434,11108 1462,793304 1492,04917 1521,890153 1552,327957 1583,374516

Gastos administrativos (incr. 2% anual) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total Gastos operativos 91.170,91 95.744,73 100.472,41 105.435,32 110.645,23 116.114,47 121.855,99 127.883,41 134.211,01 140.853,79 147.827,50 155.148,69 162.834,71 170.903,82 179.375,15

MARGEN BRUTO 19.772,22 20184,5943 20682,22941 21195,7413 21726,0087 22273,9763 22840,6594 23427,15 24034,6218 24664,3367 25317,65161 25996,02505 26701,02504 27434,33703 28197,77264

Amortización 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000

BENEFICIO ANTES DE IMPUESTOS E INTERESES 9.772,22 10184,5943 10682,22941 11195,7413 11726,0087 12273,9763 12840,6594 13427,15 14034,6218 14664,3367 15317,65161 15996,02505 16701,02504 17434,33703 18197,77264

Intereses (Crédito) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

BENEFICIO ANTES DE IMPUESTOS 9.772,22 10184,5943 10682,22941 11195,7413 11726,0087 12273,9763 12840,6594 13427,15 14034,6218 14664,3367 15317,65161 15996,02505 16701,02504 17434,33703 18197,77264

Impts. Sociedades (36% de BAI) 3518,00067 3666,45396 3845,602589 4030,46687 4221,36314 4418,63146 4622,63739 4833,774 5052,46383 5279,16121 5514,354579 5758,56902 6012,369013 6276,36133 6551,198149

BENEFICIO DESPUES DE IMPUESTOS 6.254,22 6518,14038 6836,626824 7165,27444 7504,64558 7855,34481 8218,02203 8593,37599 8982,15792 9385,17549 9803,297029 10237,45603 10688,65602 11157,9757 11646,57449

INVERSIÓN 150.000,00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Flujos de caja -150.000,00 16.254,22 16.518,14 16.836,63 17.165,27 17.504,65 17.855,34 18.218,02 18.593,38 18.982,16 19.385,18 19.803,30 20.237,46 20.688,66 21.157,98 21.646,57

Recuperación de inversión resultante -133.745,78 -117.227,64 -100.391,01 -83.225,73 -65.721,09 -47.865,74 -29.647,72 -11.054,35 7.927,81 27.312,99 47.116,28 67.353,74 88.042,40 109.200,37 130.846,95

Amortizacion anual 10.000,00

Vida útil de la planta [años] 15

TIR sin crédito 8,58%



13. ANEXO 8.

De aquí en adelante se presentan los distintos escenarios susceptibles de originarse y cómo afectarían a la rentabilidad del proyecto.

13.1. Escenario 1: Venta de electricidad a la red sin complementos. Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15








INGRESOS (€) 122757,278 128381,4344 134279,1534 140464,3029 146951,4728 153756,0127 160894,073 168382,6449 176239,609 184483,7777 193134,949 202213,9543 211742,718 221744,311 232243,014





Mantenimiento [€] 3396,96 5135,257374 5371,166136 5618,572117 5878,058911 6150,240509 6435,76291 6735,305794 7049,58435 7379,351108 7725,39795 8088,558173 8469,70871 8869,77243 9289,72058







MARGEN BRUTO 36.956,64 36758,31086 38132,44784 39568,86881 41070,91226 42642,11308 44286,2146 46007,18097 47809,2111 49696,75235 51674,5161 53747,49359 55920,9729 58200,5571 60592,1833

Amortización 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000






INVERSIÓN 120.000,00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Flujos de caja -120.000,00 26.532,25 26.405,32 27.284,77 28.204,08 29.165,38 30.170,95 31.223,18 32.324,60 33.477,90 34.685,92 35.951,69 37.278,40 38.669,42 40.128,36 41.659,00

Recuperación de inversión resultante -93.467,75 -67.062,43 -39.777,67 -11.573,59 17.591,79 47.762,74 78.985,92 111.310,52 144.788,41 179.474,33 215.426,02 252.704,42 291.373,84 331.502,20 373.161,20






13.2. Escenario 2: Venta de electricidad a la red con complementos.

Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15








INGRESOS (€) 137949,2049 144393,726 151156,108 158252,614 165700,352 173517,332 181722,5027 190335,81 199378,2449 208871,9003 218840,0299 229307,1099 240298,904 251842,5308 263966,5383





Mantenimiento [€] 3396,96 5775,74903 6046,24434 6330,10454 6628,01409 6940,69326 7268,900108 7613,43241 7975,129798 8354,87601 8753,601195 9172,284395 9611,95615 10073,70123 10558,66153







MARGEN BRUTO 52.148,56 52130,1105 54334,3247 56645,647 59069,8364 61612,9792 64281,50742 67082,2196 70022,30184 73109,35001 76351,39405 79756,92294 83334,9114 87094,84828 91046,76626

Amortización 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000






INVERSIÓN 120.000,00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Flujos de caja -120.000,00 36.255,08 36.243,27 37.653,97 39.133,21 40.684,70 42.312,31 44.020,16 45.812,62 47.694,27 49.669,98 51.744,89 53.924,43 56.214,34 58.620,70 61.149,93

Recuperación de inversión resultante -83.744,92 -47.501,65 -9.847,68 29.285,53 69.970,23 112.282,53 156.302,70 202.115,32 249.809,59 299.479,58 351.224,47 405.148,90 461.363,24 519.983,95 581.133,88






13.3. Escenario 3: Venta de electricidad a la red con complementos y subida del precio del gas.

Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15








INGRESOS (€) 137949,205 144393,726 151156,108 158252,61 165700,3521 173517,332 181722,5027 190335,8101 199378,2449 208871,9003 218840,0299 229307,1099 240298,9038 251842,5308 263966,5383





Mantenimiento [€] 3396,96 5775,74903 6046,24434 6330,1045 6628,014085 6940,69326 7268,900108 7613,432406 7975,129798 8354,87601 8753,601195 9172,284395 9611,956151 10073,70123 10558,66153







MARGEN BRUTO 23.030,40 21556,0373 22231,5477 22937,731 23676,5249 24450,0021 25260,38144 26110,03737 27001,51045 27937,51906 28920,97155 29954,97931 31042,87061 32188,20543 33394,79127

Amortización 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000






INVERSIÓN 120.000,00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Flujos de caja -120.000,00 17.619,45 16.675,86 17.108,19 17.560,15 18.032,98 18.528,00 19.046,64 19.590,42 20.160,97 20.760,01 21.389,42 22.051,19 22.747,44 23.480,45 24.252,67

Recuperación de inversión resultante -102.380,55 -85.704,68 -68.596,49 -51.036,34 -33.003,37 -14.475,37 4.571,28 24.161,70 44.322,67 65.082,68 86.472,10 108.523,29 131.270,73 154.751,18 179.003,84






13.4. Escenario 4: Venta de electricidad a la red sin complementos y subida del precio del gas.

Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15








INGRESOS (€) 122757,2777 128381,434 134279,1534 140464,3029 146951,4728 153756,0127 160894,0726 168382,6449 176239,609 184483,7777 193134,9487 202213,9543 211742,7178 221744,311 232243,0144





Mantenimiento [€] 3396,96 5135,25737 5371,166136 5618,572117 5878,058911 6150,240509 6435,762906 6735,305794 7049,58435 7379,351108 7725,397947 8088,558173 8469,708712 8869,77243 9289,720578







MARGEN BRUTO 7.838,47 6184,23762 6029,670932 5860,953056 5677,600715 5479,135966 5265,088585 5034,998697 4788,41969 4524,921393 4244,093614 3945,549962 3628,932075 3293,91422 2940,208332

Amortización 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000

BENEFICIO ANTES DE IMPUESTOS E INTERESES -161,53 -1815,7624 -1970,32907 -2139,04694 -2322,399285 -2520,86403 -2734,91142 -2965,0013 -3211,5803 -3475,078607 -3755,90639 -4054,45004 -4371,067925 -4706,08578 -5059,79167


BENEFICIO ANTES DE IMPUESTOS -161,53 -1815,7624 -1970,32907 -2139,04694 -2322,399285 -2520,86403 -2734,91142 -2965,0013 -3211,5803 -3475,078607 -3755,90639 -4054,45004 -4371,067925 -4706,08578 -5059,79167

Impts. Sociedades (36% de BAI) -58,1505594 -653,67446 -709,318464 -770,0569 -836,0637428 -907,511052 -984,568109 -1067,40047 -1156,1689 -1251,028299 -1352,1263 -1459,60201 -1573,584453 -1694,19088 -1821,525

BENEFICIO DESPUES DE IMPUESTOS -103,38 -1162,0879 -1261,0106 -1368,99004 -1486,335543 -1613,35298 -1750,34331 -1897,60083 -2055,4114 -2224,050308 -2403,78009 -2594,84802 -2797,483472 -3011,8949 -3238,26667

INVERSIÓN 120.000,00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Flujos de caja -120.000,00 7.896,62 6.837,91 6.738,99 6.631,01 6.513,66 6.386,65 6.249,66 6.102,40 5.944,59 5.775,95 5.596,22 5.405,15 5.202,52 4.988,11 4.761,73

Recuperación de inversión resultante -112.103,38 -105.265,47 -98.526,48 -91.895,47 -85.381,80 -78.995,16 -72.745,50 -66.643,10 -60.698,51 -54.922,56 -49.326,34 -43.921,19 -38.718,67 -33.730,57 -28.968,83



TIR sin crédito -3,49%



13.5. Escenario 5: Venta de electricidad a la red con complementos y subida límite del precio del gas.

Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15








INGRESOS (€) 137949,2049 144393,726 151156,108 158252,614 165700,352 173517,332 181722,5 190335,81 199378,245 208871,9003 218840,0299 229307,1099 240298,9038 251842,531 263966,5383





Mantenimiento [€] 3396,96 5775,74903 6046,24434 6330,10454 6628,01409 6940,69326 7268,9001 7613,43241 7975,1298 8354,87601 8753,601195 9172,284395 9611,956151 10073,7012 10558,66153







MARGEN BRUTO 10.071,95 7949,66344 7944,85524 7936,70409 7925,44641 7911,36965 7894,8174 7876,19514 7855,97611 7834,707994 7813,019936 7791,630112 7771,35395 7753,11295 7737,944156

Amortización 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000

BENEFICIO ANTES DE IMPUESTOS E INTERESES 2.071,95 -50,336561 -55,144757 -63,295911 -74,553588 -88,630354 -105,18259 -123,80486 -144,023895 -165,2920057 -186,9800643 -208,369888 -228,64605 -246,88705 -262,0558443


BENEFICIO ANTES DE IMPUESTOS 2.071,95 -50,336561 -55,144757 -63,295911 -74,553588 -88,630354 -105,18259 -123,80486 -144,023895 -165,2920057 -186,9800643 -208,369888 -228,64605 -246,88705 -262,0558443

Impts. Sociedades (36% de BAI) 745,9007881 -18,121162 -19,852113 -22,786528 -26,839292 -31,906928 -37,865731 -44,56975 -51,8486022 -59,50512205 -67,31282313 -75,0131597 -82,3125779 -88,87934 -94,34010396

BENEFICIO DESPUES DE IMPUESTOS 1.326,05 -32,215399 -35,292644 -40,509383 -47,714296 -56,723427 -67,316856 -79,235112 -92,1752928 -105,7868836 -119,6672411 -133,3567284 -146,333472 -158,00772 -167,7157404

INVERSIÓN 120.000,00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Flujos de caja -120.000,00 9.326,05 7.967,78 7.964,71 7.959,49 7.952,29 7.943,28 7.932,68 7.920,76 7.907,82 7.894,21 7.880,33 7.866,64 7.853,67 7.841,99 7.832,28

Recuperación de inversión resultante -110.673,95 -102.706,17 -94.741,46 -86.781,97 -78.829,69 -70.886,41 -62.953,73 -55.032,96 -47.125,14 -39.230,92 -31.350,59 -23.483,95 -15.630,28 -7.788,29 44,00






13.6. Escenario 6: Venta de electricidad a la red sin complementos y baja la venta de electricidad al CPD.

Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15








INGRESOS (€) 100499,5434 105455,968 110665,9231 116142,676 121900,197 127953,198 134317,174 141008,439 148044,177 155442,483 163222,415 171404,0447 180008,5109 189058,0777 198576,1943





Mantenimiento [€] 3396,96 4218,23872 4426,636925 4645,70703 4876,00787 5118,12794 5372,68696 5640,33757 5921,76708 6217,69932 6528,896602 6856,161787 7200,340435 7562,323107 7943,047772







MARGEN BRUTO 14.698,90 14749,8632 15463,74678 16220,1067 17021,6873 17871,4114 18772,3918 19727,9435 20741,5965 21817,1093 22958,48382 24169,98033 25456,13423 26821,77325 28272,03599

Amortización 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000






INVERSIÓN 120.000,00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Flujos de caja -120.000,00 12.287,30 12.319,91 12.776,80 13.260,87 13.773,88 14.317,70 14.894,33 15.505,88 16.154,62 16.842,95 17.573,43 18.348,79 19.171,93 20.045,93 20.974,10

Recuperación de inversión resultante -107.712,70 -95.392,79 -82.615,99 -69.355,12 -55.581,24 -41.263,54 -26.369,21 -10.863,33 5.291,30 22.134,25 39.707,67 58.056,46 77.228,39 97.274,32 118.248,43






13.7. Escenario 7: Venta de electricidad a la red con complementos y parada la planta 7 semanas por mantenimiento.

Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15








INGRESOS (€) 131961,7 138082,8959 144504,494 151241,812 158310,967 165728,92 173513,517 181683,539 190258,751 199259,9536 208709,0381 218629,0445 229044,2229 239980,097 251463,5333





Mantenimiento [€] 3185,28 5523,315835 5780,17975 6049,67247 6332,43868 6629,15679 6940,54066 7267,34155 7610,35004 7970,398144 8348,361524 8745,161782 9161,768916 9599,20389 10058,54133







MARGEN BRUTO 24.129,23 22716,02859 23425,3051 24165,6342 24938,9016 25747,1223 26592,4502 27477,1871 28403,7929 29374,89678 30393,30829 31462,02987 32584,26993 33763,4567 35003,2534

Amortización 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000






INVERSIÓN 120.000,00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Flujos de caja -120.000,00 18.322,71 17.418,26 17.872,20 18.346,01 18.840,90 19.358,16 19.899,17 20.465,40 21.058,43 21.679,93 22.331,72 23.015,70 23.733,93 24.488,61 25.282,08







13.8. Escenario 8: Venta de electricidad a la red con complementos y parada la planta 10 semanas por mantenimiento.

Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15








INGRESOS (€) 125023,798 130770,3471 136797,067 143118,184 149748,6638 156704,252 164001,517 171657,8911 179691,718 188122,3011 196969,9524 206256,0482 216003,085 226234,7376 236975,9243





Mantenimiento [€] 2940 5230,813884 5471,8827 5724,72737 5989,946551 6268,170081 6560,06068 6866,315643 7187,66873 7524,892045 7878,798095 8250,241928 8640,12339 9049,389504 9479,036971







MARGEN BRUTO 25.402,48 24060,14555 24808,5477 25588,4424 26401,65547 27250,13467 28135,9585 29061,34465 30028,6599 31040,4297 32099,34927 33208,29482 34370,3358 35588,74795 36867,02699

Amortización 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000






INVERSIÓN 120.000,00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Flujos de caja -120.000,00 19.137,59 18.278,49 18.757,47 19.256,60 19.777,06 20.320,09 20.887,01 21.479,26 22.098,34 22.745,88 23.423,58 24.133,31 24.877,01 25.656,80 26.474,90







13.9. Escenario 9: Venta de electricidad a la red con complementos, coste del gas natural alto y 10 años de vida del proyecto.

Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Produccion electrica [kWh] 485280 485280 485280 485280 485280 485280 485280 485280 485280 485280 485280

Precio unitario (aumento 5,4%anual) 0,19799949 0,197999488 0,20869146 0,219960799 0,231838682 0,244357971 0,257553302 0,27146118 0,286120084 0,301570568 0,317855379

Venta electricidad [€] 96085,19154 101273,792 106742,5766 112506,6758 118582,0363 124985,4662 131734,6814 138848,3542 146346,1653 154248,8583



Venta de calor al CPD [€] 41864,01336 43119,9338 44413,53178 45745,93773 47118,31586 48531,86534 49987,8213 51487,45594 53032,07961 54623,042

Precio calor unitario (3% anual) [€/kWh] 0,1281141 0,1281141 0,13195752 0,135916249 0,139993736 0,144193548 0,148519355 0,152974935 0,157564183 0,162291109 0,167159842

INGRESOS (€) 137949,2049 144393,726 151156,1084 158252,6135 165700,3521 173517,3316 181722,5027 190335,8101 199378,2449 208871,9003

Consumo combustible [kW] 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2

Coste unitario combustible [€/kWh] (incr 5%anual) 0,057994 0,057994 0,0608937 0,063938385 0,067135304 0,070492069 0,074016673 0,077717507 0,081603382 0,085683551 0,089967729

Coste total Combustible [€] 110321,847 115837,939 121629,8363 127711,3282 134096,8946 140801,7393 147841,8262 155233,9176 162995,6134 171145,3941

Coste mantenimiento [€/kWh] (incr 2,5%anual) 0,007 0,007 0,007175 0,007354375 0,007538234 0,00772669 0,007919857 0,008117854 0,0083208 0,00852882 0,008742041

Mantenimiento [€] 3396,96 5775,74903 6046,244337 6330,10454 6628,014085 6940,693263 7268,900108 7613,432406 7975,129798 8354,87601

Vigilancia (incr. 2% anual) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Impuestos locales (incr. 2% anual) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Alquiler de superficie 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Seguro de la instalación. (incr. 2% anual) 1200 1200 1224 1248,48 1273,4496 1298,918592 1324,896964 1351,394903 1378,422801 1405,991257 1434,111082

Gastos administrativos (incr. 2% anual) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total Gastos operativos 114.918,81 122.837,69 128.924,56 135.314,88 142.023,83 149.067,33 156.462,12 164.225,77 172.376,73 180.934,38

MARGEN BRUTO 23.030,40 21556,0373 22231,54775 22937,73122 23676,5249 24450,00206 25260,38144 26110,03737 27001,51045 27937,51906

Amortización 12000 12000 12000 12000 12000 12000 12000 12000 12000 12000

BENEFICIO ANTES DE IMPUESTOS E INTERESES 11.030,40 9556,03725 10231,54775 10937,73122 11676,5249 12450,00206 13260,38144 14110,03737 15001,51045 15937,51906

Intereses (Crédito) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

BENEFICIO ANTES DE IMPUESTOS 11.030,40 9556,03725 10231,54775 10937,73122 11676,5249 12450,00206 13260,38144 14110,03737 15001,51045 15937,51906

Impts. Sociedades (36% de BAI) 3970,943239 3440,17341 3683,357189 3937,583239 4203,548963 4482,00074 4773,73732 5079,613453 5400,543762 5737,50686

BENEFICIO DESPUES DE IMPUESTOS 7.059,45 6115,86384 6548,190558 7000,14798 7472,975935 7968,001316 8486,644124 9030,423917 9600,966688 10200,0122

INVERSIÓN 120.000,00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Flujos de caja -120.000,00 19.059,45 18.115,86 18.548,19 19.000,15 19.472,98 19.968,00 20.486,64 21.030,42 21.600,97 22.200,01

Recuperación de inversión resultante -100.940,55 -82.824,68 -64.276,49 -45.276,34 -25.803,37 -5.835,37 14.651,28 35.681,70 57.282,67 79.482,68






13.10. Escenario 10: Sin prima a la generación.

Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15








INGRESOS (€) 110943,1361 115929,329 121154,6345 126631,06 132371,235 138388,442 144696,653 151310,564 158245,636 165518,13 173145,1564 181144,7133 189535,7378 198338,1538 207572,925





Mantenimiento [€] 3396,96 4637,17316 4846,185379 5065,2424 5294,84939 5535,53767 5787,86612 6052,42258 6329,82544 6620,72522 6925,806257 7245,788531 7581,42951 7933,526154 8302,917







MARGEN BRUTO 25.142,49 24804,2898 25532,90967 26288,9556 27073,8837 27889,245 28736,6916 29617,9838 30534,9972 31489,7309 32484,31556 33521,0222 34602,27204 35730,64638 36908,89746

Amortización 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000






INVERSIÓN 120.000,00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Flujos de caja -120.000,00 18.971,20 18.754,75 19.221,06 19.704,93 20.207,29 20.729,12 21.271,48 21.835,51 22.422,40 23.033,43 23.669,96 24.333,45 25.025,45 25.747,61 26.501,69






Miguel Canga Alameda - Proyecto de fin de carrera. Página.- 171

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cpd junio 12

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