Archivo de noviembre, 2010

Procesado solar de biomasa y residuos: nuevas rutas para la producción eficiente de combustibles

A pesar de la actual expansión de los distintos tipos de energías renovables, existen pocos estudios que consideren los posibles beneficios de la hibridación de estos recursos. En este sentido, una opción muy atractiva es emplear la energía solar de concentración para la gasificación de biomasa o residuos carbonosos. Posteriormente, el gas de síntesis obtenido podría ser utilizado para la producción de combustibles para el transporte.

 Autor: [Juan M. Coronado-IMDEA Energía]

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Esquema de un sistema de producción de biocombustibles empleando calor solar

La gasificación de biomasa o residuos proporciona una ruta de elevada flexibilidad para la producción de combustibles líquidos, ya que permite obtener gas de síntesis (CO + H2) que puede ser transformado en combustible sintéticos por medio del proceso de Fischer–Tropsch. La producción de gas de síntesis requiere un tratamiento a temperaturas de al menos 700 ºC, aunque para superar las limitaciones cinéticas a menudo es necesario alcanzar más de 900 ºC. Por tanto, esta etapa implica un consumo energético importante, que resta eficiencia global al proceso. La solución habitual es utilizar parte de la alimentación para generar por combustión el calor necesario para llevar a cabo la gasificación. Este proceso de gasificación autotérmica permite utilizar entre un 75 y un 80 % de la energía original de los residuos, aunque la separación de los gases de salida para obtener gas de síntesis puro es compleja y costosa. Por el contrario, si el aporte energético se consigue con un concentrador solar, el contenido calórico de la corriente puede aumentar hasta un 145 %. Este hecho convierte a la gasificación solar no sólo en un método atractivo para la gestión de residuos con un contenido elevado de carbono (biomasa, residuos de papel y plástico, neumáticos…), sino también en un forma de almacenamiento químico de la energía solar. Varios artículos recientes analizan las ventajas y limitaciones de estas rutas alternativas, tanto desde un punto de vista teórico como experimental

 [1], [2]. Uno de estos trabajos modeliza la gasificación de biomasa forestal con aporte de calor solar2. Este análisis considera además la eliminación completa del CO2 producido en el proceso por medio de la reacción inversa del gas de agua (CO2 + H2 → CO + H2O), que emplearía el hidrógeno generado electrolíticamente a partir de energía solar. Los resultados obtenidos muestran que el acoplamiento de la energía solar en el proceso permite producir la misma cantidad de combustible sintético con un balance neutro de emisiones de CO2, empleando un 33%  menos de biomasa y reduciendo el uso del terreno en un 38% con respecto a lo que requería un tratamiento autotérmico. Sin embargo, desde un punto de vista económico el empleo de tecnología solar se estima que podría suponer una inversión inicial de casi el doble de coste por Kw generado que en el caso de la ruta convencional. No obstante, el menor coste del combustible producido permitiría amortizar con cierta rapidez la inversión inicial. Teniendo en cuenta el continuo incremento a escala mundial del transporte por carretera, y las limitaciones medioambientales, sociales y económicas de la presente generación de biocombustibles, es previsible que estas tecnologías híbridas puedan alcanzar un desarrollo sustancial en un futuro cercano. Sin embargo, para que esto sea una realidad es necesario un mayor esfuerzo investigador que permita superar las actuales limitaciones e incertidumbres técnicas asociadas con los sistemas para el tratamiento solar de la biomasa, sobre los que existe todavía una experiencia limitada.1

 


 

[1]N. Piatkowski, C. Wieckert, A. W. Weimer, A.Steinfeld, Solar-driven gasification of carbonaceous feedstock—a review . Energy Environ. Sci., 2011, Advance Article. DOI: 10.1039/C0EE00312C N.

[2] E. Hertwich, X. Zhang, Concentrating-Solar Biomass Gasification Process for a 3rd Generation Biofuel, Environ. Sci. Technol. 2009, 43, 4207–4212. DOI: 10.1021/es802853g

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Energía Osmótica o Energía Azul

Cuando se pone en contacto agua dulce y agua marina, por ejemplo en la desembocadura de un río, se liberan grandes cantidades de energía. Esta energía tiene su origen en un fenómeno natural de ósmosis y por ello recibe el nombre de energía osmótica, aunque también se ha adoptado el término más comercial de “energía azul”.

Autor: [Gabriel Morales, Universidad Rey Juan Carlos]

 Donde el río se encuentra con el mar

En una planta de producción de electricidad a partir de energía osmótica se alimenta agua dulce y agua de mar a dos cámaras separadas por una membrana. La sal del agua marina hace que el agua dulce atraviese la membrana, generando un incremento de la presión en el lado del agua de mar. Se estima que dicha presión es equivalente a una columna de agua de 120 metros, similar a un salto de agua de grandes dimensiones, y por tanto puede utilizarse en una turbina para generar electricidad. Al contrario que otras energías renovables, como la solar o la eólica, la energía osmótica no se vería afectada por fluctuaciones climáticas y produciría electricidad de forma continua y predecible.

Las plantas de energía osmótica pueden construirse en cualquier sitio en el que haya una corriente de agua dulce fluyendo al mar, siempre que la concentración de sales sea suficientemente alta. De hecho, la mayoría de las desembocaduras de ríos del mundo serían localizaciones potenciales, incluso aunque unos ríos necesiten un mayor acondicionamiento del agua que otros.

 Potencial enorme

El potencial mundial global se estima en 1.600-1.700 TWh, equivalente aproximadamente al 50% de la generación eléctrica total de la UE hoy día. Por tanto, la energía osmótica podría contribuir de forma importante a un futuro mix de energía renovable.

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Energía limpia

En todo el mundo, los ríos fluyen al mar en áreas urbanas e industriales en las que sería factible construir plantas de energía osmótica. Se estima que una planta con el tamaño de un estadio de futbol podría suministrar electricidad a alrededor de 30.000 hogares europeos. Además, este tipo de plantas podrían construirse bajo tierra, por ejemplo en los sótanos de un edificio industrial o debajo de un parque, minimizando el impacto visual. Además, las plantas osmóticas no generarían emisiones ni a la atmósfera ni al agua.

 Prototipo de planta: empresa Statkraft

La empresa noruega Statkraft es pionera en este campo, habiendo puesto en marcha en 2009 la primera planta prototipo de este tipo de energía en Tofte, al sur de Oslo, localizada en un área industrial con una amplia disponibilidad de agua dulce y agua marina. Ambos tipos de agua son alimentados a la planta prototipo mediante tuberías equipadas con filtros para retener humus y partículas que podrían obstruir la membrana. El módulo de membranas es el corazón de la planta. La membrana utilizada es polimérica y se dispone enrollada en cilindros metálicos a presión. El prototipo tiene instalados unos 2.000 m2 de membrana. El resto de equipamiento se puede resumir en tuberías, válvulas y bombas para conducir el agua, una turbina Pelton para generar electricidad, intercambiadores de presión y sistemas de purificación del agua y de limpieza de las membranas. El prototipo se dimensionó para 10 kW y se espera que esté operativo unos 2-3 años. El área clave actualmente es el desarrollo de membranas más eficientes. La membrana usada inicialmente tenía una capacidad inferior a 1 W/m2, cuando el objetivo del prototipo es alcanzar valores de 5 W/m2. Según la empresa, la siguiente fase será la construcción de una planta piloto de 1-2 MW, para luego construir una planta osmótica a gran escala (con estimaciones de que podría ponerse en marcha en 2015).

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¿Resistirá un receptor solar los 25 años de vida útil de una planta termosolar?

Autor: [Jesús Fernández Reche-CIEMAT]

Las plantas solares termoeléctricas de receptor central comienzan a implantarse poco a poco en el mercado español: a las dos plantas de vapor saturado, PS10 y PS20, promovidas por ABENGOA; hay que añadir GEMASOLAR, refrigerada con sales fundidas y que, promovida por TORRESOL ENERGY, tiene previsto comenzar su operación en el primer trimestre de 2011; y algunos proyectos de SOLAR RESERVE que se encuentran en fase administrativa.

Uno de los principales retos de la tecnología de receptor central es el de reducir el riesgo asociado a la durabilidad de uno de sus componentes principales: el receptor solar. Estos componentes son los encargados de absorber la radiación solar concentrada por el campo de heliostatos y transferir la energía térmica al fluido caloportador (vapor saturado/sobrecalentado, sales fundidas, aire,…). Dependiendo del fluido de trabajo mencionado, el flujo solar incidente en el receptor puede alcanzar picos de hasta 1,5 MW/m2 y, al mismo tiempo, soportar temperaturas de entre 300 y 1200OC.

A este hecho hay que añadir que estos receptores se encuentran sometidos, como mínimo, a ciclos diarios de calentamiento y enfriamiento:

  • en la mañana el receptor se calienta desde temperatura ambiente hasta la temperatura nominal de operación.
  • a la tarde, el receptor vuelve a enfriarse hasta temperatura ambiente.

Remarcamos “como mínimo”, ya que a este ciclo más o menos controlado de arranque y parada diario del sistema, hay que añadir los posibles enfriamientos y calentamientos bruscos que puede sufrir debido a la caída de la radiación solar incidente durante la operación del receptor por posible paso de nubes, problemas con el campo de heliostatos, etc. Estos ciclos incontrolados pueden llegar a suponer enfriamientos y calentamientos de hasta 300-350OC/min.

Además, alguno fluidos caloportadores, como por ejemplo las sales fundidas, pueden presentar  corrosión en algunos materiales.

Por todo esto, se hace necesaria una adecuada elección (comportamiento/optimización de coste) de los materiales de los que va a estar fabricado el receptor y, especialmente, de la durabilidad de estos materiales bajo condiciones reales de operación. Teniendo siempre presente que el ciclo de vida del receptor, y de la planta en su conjunto, ronda los 20-25 años.

Como resulta evidente, no se puede esperar 25 años para analizar el comportamiento de estos materiales durante su ciclo de vida, por lo que existe un consenso entre la comunidad internacional para el desarrollo de metodologías para el ciclado térmico y el envejecimiento acelerado de materiales, de las que se pueda inferir el ciclo de vida útil y la degradación de las propiedades ópticas y térmicas, no solo del material, sino de los recubrimientos selectivos o tratamientos superficiales del mismo.

El punto de partida de estas metodologías de envejecimiento acelerado pasa por comprender el fenómeno físico relacionado con la degradación y la rotura de los materiales sometidos a radiación solar concentrada junto con altas temperaturas de operación.

Por todo esto, en la Plataforma Solar de Almería y con el apoyo económico, entre otros, de los proyectos SOLGEMAC (Comunidad de Madrid) y SFERA (Unión Europea-VII programa marco), se está poniendo a punto una plataforma de ensayos para ciclado térmico de materiales a alta frecuencia y envejecimiento acelerado. Esta infraestructura consta de cuatro discos parabólicos equipados con sistemas para realizar ciclos de calentamiento-enfriamiento de probetas de materiales bajo radiación solar concentrada. Además, se dispone de un laboratorio equipado con un pequeño simulador solar, hornos mufla y de muy alta temperatura. Por último el laboratorio metalográfico de la PSA se emplea para el análisis de las muestras.

El objetivo final consiste, en un primer paso, establecer metodologías de envejecimiento acelerado de materiales que nos permitan inducir a partir de ellas la vida útil de los mismos para, en un segundo paso, poder ofrecer soporte a las empresas promotoras de centrales solares termoeléctricas, las cuales comienzan a demandar estudios de vida útil de componentes, entre ellos receptores; y de diseño de estos componentes que maximicen su vida útil minimizando los problemas asociados a los ciclos que sufren los mismos.  

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PRODUCCIÓN DE HIDROGENO MEDIANTE ENERGÍA NUCLEAR: LA INTEGRACIÓN DE LOS CICLOS TERMOQUÍMICOS A LAS CENTRALES NUCLEARES DE GENERACIÓN IV

Autor: [Raúl Molina-Grupo de Ingeniería Química y Ambiental. Universidad Rey Juan Carlos]

 En la actualidad existen tecnologías de producción de hidrógeno maduras, que utilizan combustibles fósiles, usualmente gas natural y carbón, en procesos de reformado, oxidación parcial y gasificación. Sin embargo, estas tecnologías adolecen de los mismos problemas que las centrales térmicas de generación eléctrica basadas en hidrocarburos en cuanto a la emisión de contaminantes y gases de efecto invernadero. Dentro de los procesos alternativos propuestos para la producción de hidrógeno limpio por la Plataforma Europea del Hidrógeno destacan los ciclos termoquímicos nucleares y solares, en los que se utiliza agua como materia prima para su disociación en hidrógeno y oxígeno. Las temperaturas requeridas para las etapas de los ciclos termoquímicos, aunque elevadas, están por debajo de la necesaria para la descomposición térmica directa del agua, aunque no por ello son temperaturas despreciables, oscilando entre los 500 y 1500 °C, dependiendo del ciclo escogido.

 De forma tradicional, la industria nuclear es la que con más fuerza ha estudiado y promovido los ciclos termoquímicos de producción de hidrógeno, buscando un ciclo adecuado para su integración con el calor suministrado por un reactor nuclear. Según este criterio, de entre los más de 100 ciclos posibles que se encuentran descritos en bibliografía, los ciclos más relevantes y estudiados han sido los de azufre-yodo, propuesto en los años setenta por General Atomics, el ciclo hibrido de Bowman-Westinghouse de bromo y azufre, en el que la primera etapa del ciclo necesita de un electrolizador de alta temperatura, o el ciclo UT-3, desarrollado en Tokyo por Kameyama y Yoshida en 1978 y que involucra bromuros y óxidos de hierro y calcio en cuatro etapas diferentes. En los tres casos, la temperatura máxima necearía oscila entre los 850 y los 950 °C, y consisten en una serie de reacciones en cadena (de 2 a 4) que juntas suman la disociación del agua en hidrógeno y oxígeno, sin ningún tipo de subproducto teórico.

 El principal inconveniente para el acoplamiento de los ciclos termoquímicos a la energía nuclear es la baja temperatura de trabajo de los reactores actuales. Los sistemas PWR (Reactores de agua a presión) y BWR (reactores de agua en ebullición) de agua ligera de Generación II oscilan en temperaturas de trabajo de 300-400 °C. Los sistemas avanzados de Generación III (APWR, SBWR, sistemas avanzados de agua a presión y ebullición) modifican ciertos aspectos del diseño de los anteriores con el objetivo de incorporar más sistemas pasivos de seguridad y aprovechamiento energético, pero sin cambiar apreciablemente la temperatura de trabajo de los mismos, y sin acercarse a los 850 °C necesarios para los ciclos propuestos. Sin embargo, con los diseños y desarrollos de reactores de Generación IV, basados en reactores rápidos en algunos casos de alta temperatura, es posible alcanzar las temperaturas necesarias para las reacciones de los ciclos mencionados, así como otros propuestos en bibliografía. La implantación de estos reactores está prevista para el año 2030, aunque algunos diseños, como el reactor de muy alta temperatura (VHTR) se encuentran en una fase más avanzada. Todos los reactores susceptibles de ser empleados para la generación de hidrógeno siguen un ciclo Brayton con regenerador, en el que las turbinas de gas permiten trabajar a las temperaturas adecuadas para los ciclos termoquímicos. Entre los reactores de Generación IV susceptibles de generar hidrógeno mediante ciclos termoquímicos, se encuentran el GFR (Gas-cooled Fast Reactor), con temperatura de trabajo de 550 a 850 °C, el VHTR, con temperaturas de 850 a 1000 °C, ambos refrigerados con helio, el LFR (Lead cooled Fast reactor), con temperaturas de 550 a 850 °C, y el MSR (Molten Salt Reactor), con temperaturas de 700 a 800 °C. De estos diseños, el VHTR es el más avanzado, como ya se ha comentado, y estaba prevista la construcción de una primera central de tipo PBMR (con el combustible en lecho de bolas, Peebles Bed) en Sudáfrica en el 2008, aunque finalmente el proyecto se canceló en 2009. El Instituto japonés para la investigación en energía atómica (JAERI) por su parte, comenzó en 2001 un programa basado en una variante del VHTR, con el combustible en forma de elementos prismáticos, el sistema GTHTR-3000, cuyo diseño final de prototipo se espera que esté listo a finales de 2010. En ambos casos, el ciclo con el que se trabaja para una hipotética integración y obtención de hidrógeno sería el de azufre yodo (S-I). En Europa, los ciclos S-I y Westinghouse han sido objeto de un estudio exhaustivo en un proyecto financiado por el VI Programa Marco de la CE denominado HYTHEC, en el que se han desarrollado y evaluado las opciones de acoplamiento de ambos ciclos con reactores VHTR. Las conclusiones de dicho proyecto han tenido continuación en el proyecto HYCYCLES, que pretende diseñar los componentes necesarios para la construcción de plantas piloto de producción de hidrógeno utilizando ciclos termoquímicos, y que finaliza el 31 de diciembre de 2010.

 En resumen, el desarrollo de ciclos termoquímicos de producción de hidrógeno ha estado tradicionalmente ligado a la energía nuclear, y tiene continuación actualmente  en el impulso de reactores nucleares de Generación IV, más rápidos, seguros y de mayor temperatura de trabajo. Sin embargo, la elección del ciclo y del proceso de integración es fundamental porque, tomando como referencia el ciclo termoquímico S-I, si bien las necesidades energéticas del mismo pueden ser cubiertas por los reactores nucleares de esta nueva generación, todavía quedan por solucionar otros aspectos asociados, como puede ser por ejemplo la separación del H2 generado y el I2, que debe recuperarse para cerrar el ciclo, los problemas de corrosión asociados al azufre en forma de ácido sulfúrico, o el desarrollo de cada etapa con el objeto de asegurar la ciclabilidad del proceso.

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Las nuevas formas del carbono y sus prometedoras aplicaciones en almacenamiento electroquímico de energía

Las mejoras que el mercado demanda de los actuales dispositivos de almacenamiento electroquímico de energía (baterías, supercondensadores, etc.) requieren del desarrollo de nuevos materiales. ¿Serán las nuevas formas del carbono (fullerenos, nanotubos o grafeno), merecedoras de dos premios Nobel por sus propiedades y prometedoras aplicaciones, una de las claves?

 Autor: [R. Díaz – IMDEA Energía]

 Las necesidades de integración en la red de las fuentes de energía renovable, la implementación de vehículos eléctricos o híbridos, etc., no se van a poder cubrir con los actuales dispositivos de almacenamiento electroquímico de energía, sino que se requiere un salto tecnológico.

 La urgencia de esta disponibilidad y la falta de alternativas a nivel pre-comercial están haciendo que la investigación fundamental en este campo esté en ebullición. Para ello, en un futuro a corto o medio plazo, más que nuevos dispositivos que todavía no se hayan propuesto se está intentando desarrollar los conceptos de dispositivo ya disponible.

 De ser posible, la clave para ello va a ser el uso de materiales novedosos. Todos los dispositivos electroquímicos relacionados con la producción o el almacenamiento de energía que están ahora mismo considerándose como posibles alternativas (pilas de combustible, supercondensadores, baterías de ión litio, baterías de metal/aire, o baterías de flujo) tienen un material en común: el carbono. De ahí que la investigación en carbonos mejorados sea una de las posibles claves.

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Figura 1. Se puede considerar que las moléculas de fullereno C60, los nanotubos de carbono y el grafito están formados a partir de láminas de grafeno1.

 Y precisamente, durante las dos últimas décadas el descubrimiento de nuevas formas de carbono ha sido premiado con dos premios Nobel, el primero para el descubrimiento de los fullerenos2 y este año para el descubrimiento del grafeno3. De entre las muchas propiedades únicas de estos compuestos con posible aplicación, su gran área superficial y buenas conductividades eléctricas son dos de las que los hacen prometedores para su aplicación en dispositivos de almacenamiento electroquímico de energía.

 La gran pregunta que queda ahora por responder es si estas promesas se convertirán pronto en realidad. ¿Tendremos baterías de flujo con electrodos de grafeno de costes competitivos comercialmente? ¿Se desarrollarán cátodos de aire a partir de nanotubos de carbono que permitan sacar al mercado baterías de metal/aire y/o pilas de combustible?¿O acaso todavía tendremos que esperar al futuro premio Nobel que se otorgue a quien descubra la siguiente estructura de carbono desconocida y prometedora?

 Más información

 (1) http://static.nobelprize.org/nobel_prizes/physics/laureates/2010/sciback_phy_10.pdf

 (2) http://nobelprize.org/nobel_prizes/chemistry/laureates/1996/

 (3) http://nobelprize.org/nobel_prizes/physics/laureates/2010/

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Avión Solar “Solar Impulse”

Este año el avión solar “Solar Impulse” ha batido un récord histórico al realizar el primer vuelo nocturno de un avión solar sin combustible, utilizando únicamente energía solar.

Autora: [Mª Belén Gómez Mancebo-CIEMAT]

El proyecto “Solar Impulse”, dentro del cual se ha construido este avión solar, arrancó en 2003, tras la búsqueda de financiación;  y después de varios años de investigación, se materializó este año con el primer vuelo de día y de noche de un avión que sólo funciona con energía solar y un piloto, sin pasajeros.

El avión cuenta con 12.000 células fotovoltaicas que alimentan sus cuatro motores y cargan las baterías de litio. Durante las horas de sol vuela con energía solar y por la noche con la energía acumulada en las baterías. Sus dos alas suman 64 metros y el peso del aparato es de 1.600 kilos. La altura máxima que alcanza es de 9.000 metros.

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La versión final del avión tendrá 250 metros cuadrados de paneles solares sobre los 80 metros de sus dos alas. Es una envergadura parecida a la del avión comercial más grande del mundo, el Airbus A380, pero con una diferencia: el Airbus pesa 580 toneladas, mientras que el Solar Impulse no llega a 2.

El próximo reto del “Solar Impulse” será cruzar el Atlántico y, posteriormente, dar la vuelta al mundo haciendo escala en los cinco continentes.

El primer avión solar dará la vuelta al mundo en 2013. Uno de los promotores del proyecto “Solar Impulse”, el suizo Bertrand Piccard, lo anunció en la V Conferencia Mundial sobre Conversión de Energía Fotovoltaica.

En la sesión inaugural de la conferencia, Bertrand Piccard también adelantó que el avión solar estará en condiciones de cruzar el Atlántico en un vuelo transoceánico, dentro de dos años.

Aunque de momento se ha descartado un uso comercial del Solar Impulse a corto o medio plazo, se puede considerar que a largo plazo este invento puede contribuir a reducir el consumo energético de la aviación civil.

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