LA COMUNIDAD EUROPEA APUESTA POR EL HIDRÓGENO

REVISTA DYNA ENERGÍA — Wed, 10 Apr 2024 00:00:00 +0200

Los dos primeros fueron puestos en marcha ya en 2022 y los dos segundos se comunicarán oficialmente dentro de 2023 y en 2024.
Hy2Tech
Contaba con 41 proyectos de 35 empresas en el momento de su aprobación, presentados por 15 Estados miembros: Alemania, Austria, Bélgica, Chequia, Dinamarca, Eslovaquia, España, Estonia, Finlandia, Francia, Grecia, Italia, Países Bajos, Polonia y Portugal. Su propósito es servir de pionero y facilitador de todos los demás proyectos, mediante el avance de las tecnologías pertinentes en los ámbitos de la producción, la infraestructura y la utilización del hidrógeno para su explotación comercial y económica. Se centra en la producción de hidrógeno renovable y con bajas emisiones de carbono utilizando principalmente la electrólisis. El uso de hidrógeno en pilas de combustible, el almacenamiento, el transporte y la distribución, seguidos del uso final en la industria y el transporte, con un claro énfasis en el sector de la movilidad.
Hy2Use
Se aprobaron 35 proyectos de 29 empresas y otros 2 proyectos de 2 empresas fueron tramitados por la Asociación Europea de Libre Comercio. Este total de 37 proyectos fueron presentados por 13 Estados miembros más Noruega: Austria, Bélgica, Dinamarca, Eslovaquia, España, Finlandia, Francia, Grecia, Italia, Noruega, Países Bajos, Polonia, Portugal y Suecia. Abarcará una amplia parte de la cadena de valor del hidrógeno mediante el apoyo a la construcción de infraestructuras, especialmente electrolizadores a gran escala e infraestructuras de transporte, para la producción, almacenamiento y transporte de hidrógeno renovable y bajo en carbono y el desarrollo de tecnologías innovadoras y más sostenibles para la integración del hidrógeno en los procesos industriales de múltiples sectores, especialmente aquellos que presentan mayores dificultades para la descarbonización, como el acero, el cemento y el vidrio reduciendo así la dependencia del gas natural.
Hy2Infra
Recientemente se ha aprobado este grupo preparado y solicitado por siete Estados miembros: Francia, Alemania, Italia, Países Bajos, Polonia, Portugal y Eslovaquia. Se orienta a los temas de infraestructura, que no están cubiertos por los dos primeros. Comprende el despliegue de grandes electrolizadores (hasta un total de 3,2 GW)), gasoductos de transporte y distribución (unos 2.700 km), de instalaciones de almacenamiento a gran escala (al menos hasta 370 GWh) y a la construcción de terminales de manipulación e infraestructuras portuarias conexas para los buques de transporte de hidrógeno líquido (LOHC) para la manipulación de 6.000 T al año.

UNA PROPUESTA DE LA OFICINA DE ENERGÍA NUCLEAR DE LOS EE.UU.

REVISTA DYNA ENERGÍA — Fri, 22 Mar 2024 00:00:00 +0100

Recientemente, la Oficina de Energía Nuclear, del Departamento de Energía (DOE) de Norteamérica, ha presentado una propuesta con sugerencias para la aplicación de esa tecnología. Con el título de 8 cosas que se deben saber para convertir plantas de carbón en energía nuclear, expone las posibilidades y ventajas de esa transformación. De las numerosas plantas alimentadas con carbón existentes en Norteamérica, un 30% deben ser retiradas hasta 2035 y con el esperado aumento del consumo y con la meta de cero carbono para 2050, se necesitará una generación suplementaria de 200 GW para esa fecha. Qué mejor que aprovechar la tecnología SMR para transformar esas plantas reutilizando los elementos de las mismas.
Según es documento, hasta un 35% de esas plantas (hasta 300 en número) a retirar pueden ser reutilizadas por su transformación a nuclear. Ello no solo preservaría los empleos en las plantas, sino que crearía nuevos y con mayor nivel técnico y mayores salarios; fomenta la actividad económica e impositiva en las localidades afectadas, con posibles mejoras en las infraestructuras y servicios públicos; beneficia el medioambiente y la salud de la comunidad (las centrales de carbón emiten hoy día el 20% del total de gases de efecto invernadero en los EE.UU.); y economiza hasta un 35% del costo de una central nuclear nueva equivalente. A eso se suman las ayudas ofrecidas por la Administración para este cambio: la oficina Gateway for Accelerated Innovation in Nuclear (GAIN) presta apoyo técnico para ello.
Hasta ahora, 11 estados (Wyoming, Arizona, Colorado, Kentucky, Maryland, Montana, North Carolina, Pennsylvania, Utah, West Virginia, Wisconsin) han mostrado interés en esa operación, y en el primero de ellos, Wyoming, la empresa TerraPower planea construir el primer reactor NATRIUM en la localidad de Kemmerer en una central ya parada. TerraPower, que incluye a Bill Gates entre sus partícipes, comenzó sus desarrollos con China, pero a causa de la situación política, los ha terminado con GE e Hitachi.
NATRIUM es un reactor combinado con almacenaje de energía, que utiliza sales de sodio fundidas como vehículo, con 345 MWe de potencia y 500 MW x 5,5 horas de capacidad de almacenaje. Está autorizado por el DOE a construir el reactor citado a título de demostración.

¿QUÉ PIENSA HACER ALEMANIA CON LAS PALAS DESECHADAS DE SUS AEROGENERADORES?

REVISTA DYNA ENERGÍA — Wed, 13 Mar 2024 00:00:00 +0100

Los álabes de una turbina están en constante movimiento y expuestos a todas las inclemencias meteorológicas. Se diseñan para 20 años de vida útil, aunque eso no significa que haya que cambiarlas a esa fecha: como su carga puede no ser continuamente la máxima si se conoce el historial puede predecirse la necesidad o no de hacerlo y prorrogar su vida útil. En el proyecto BLADAPTATION, los investigadores de Fraunhofer se centran exclusivamente en las palas del rotor, utilizando para este tema la inteligencia artificial.
Un estudio reciente ha determinado que, en Alemania, además de los 15-000 álabes cambiados a 2024 otros 72.000 deberán ser retirados en los tres años siguientes. Ya ha sido necesario disponer de depósitos para alojar miles de álabes que esperan turno de reciclaje: el acero y el hormigón de los aerogeneradores tienen sus métodos probados, pero los álabes aun presentan importantes dificultades. Las grandes palas de los aerogeneradores están hechas de plástico reforzado con fibra de vidrio, plástico en espuma y madera de balsa pegada con resina. Hasta ahora y como única solución viable solamente se practicaba y se continúa practicando, el troceado de los álabes retirados y su introducción en los hornos de cemento como combustible de alto contenido en carbono.
También se ha intentado, tras una incineración de los trozos, recuperar la fibra de vidrio para su reutilización y actualmente los investigadores de Fraunhofer intentan recuperar la madera de balsa por trituración de la misma para obtener una espuma de madera con la que se pueda preparar aislantes de construcción. Hace ya tres años, en estas noticias de DYNA presentábamos el Proyecto DecomBlades que la Unión Europea, consciente de la gravedad del problema, lanzaba como UN PROYECTO EUROPEO PARA RECICLAR ÁLABES DE AEROGENERADORES (https://www.revistadyna.com/noticias-de-ingenieria/un-proyecto-europeo-para-reciclar-alabes-de-aerogeneradores). Repasando sus propuestas no encontramos más que la de acompañar a los álabes de nuevos aerogeneradores de una especie de “pasaporte” de identificación con los materiales de sus componentes. Sigue siendo una asignatura pendiente, cada vez de mayor gravedad: quizá el mayor avance será mejorar su fabricación y control para prolongar su vida el máximo de tiempo posible.

EL CO2 EMITIDO SIGUE AUMENTANDO EN 2023 AUNQUE CON MENOR INTENSIDAD

REVISTA DYNA ENERGÍA — Wed, 13 Mar 2024 00:00:00 +0100

Recordemos que tras el descenso en los críticos años de la COVID-19, donde el global de las emisiones marcó un descenso a 34,4 GT en 2020 con 1,9 GT menos que el año anterior, éstas se recuperaron totalmente en 2021 y han seguido creciendo hasta las 37,2 GT actuales, exactamente 0,41 GT entre 2022 y 2023, un 1,1% que llega a un máximo histórico, subida de la que el 65% ha sido producida por un mayor consumo de carbón para generación eléctrica. La IEA achaca como una de las causas la sequía mundial generalizada, culpable del aumento en 0,17 GT entre 2022 y 2023.
Si contemplamos solamente las llamadas economías avanzadas, vemos que a pesar de haber incrementado en 2023 su PIB un 1,7% sus emisiones han disminuido un 4,5% (0,52 GT) debido a una serie de factores, como el fuerte despliegue de las energías renovables, el cambio del carbón al gas en Estados Unidos, pero también una producción industrial más débil en algunos países y un clima más benigno.
Las emisiones en China aumentaron en torno a 0,565 GT en 2023, siendo indudablemente el mayor incremento a escala mundial y suponiendo el crecimiento económico del país el más intensivo en emisiones después de la pandemia y a pesar de que ha seguido siendo el que más ha sumado del mundo en medios para la generación eléctrica renovable, quizá también por el mal año hidrológico. Las emisiones per cápita en China son ahora un 15% superiores a las de las economías avanzadas.
En la India, el fuerte crecimiento del PIB aumentó las emisiones en 0,190 GT. Pero el monzón, que siempre incrementa la demanda de electricidad, trajo pocas precipitaciones y redujo la producción hidroeléctrica, lo que hizo incrementar la generación con carbón y contribuyó a cerca de una cuarta parte del aumento de sus emisiones totales en 2023. A pesar de eso, las emisiones per cápita de la India siguen siendo muy inferiores a la media mundial. Quedan aún en el aire dos preguntas clave: cuánto irán incrementando las emisiones los países que exijan mayor generación eléctrica y número de vehículos para sus habitantes y cuándo se llegará a un proceso de descenso de emisiones global permanente y mantenido.

KEY - THE ENERGY TRANSITION EXPO SUPERA TODAS LAS EXPECTATIVAS, ASISTENCIA TOTAL DEL + 41

REVISTA DYNA ENERGÍA — Thu, 07 Mar 2024 00:00:00 +0100

Después de tres días de negociaciones intensas y análisis en profundidad de las cuestiones clave del sector, el evento se clausura hoy con un aumento en su asistencia total del 41% con respecto a 2023 (y de estos totales, los internacionales aumentan en un 60%), consolidando así su papel como red de referencia para la comunidad mundial de la transición energética.
El evento también ha incrementado en más de un 30% el número de marcas expositoras presentes, hasta un total de 830, el 35% de las cuales procedían del extranjero, con un fuerte componente chino, pero también del norte de Europa. La superficie de exposición se extendió por 16 pabellones, 4 más que en 2023.

Más de 120 conferencias animaron los pabellones del recinto ferial, centrando la atención en las transformaciones que están afectando al mercado de la energía.

Más de 500 grandes compradores y delegaciones internacionales, procedentes de 57 países, se dieron cita en la exposición gracias al apoyo del Ministerio de Asuntos Exteriores y Cooperación Internacional y de la Agencia ICE y a una amplia red de agentes internacionales y a la colaboración con las más importantes asociaciones italianas y extranjeras. África del Norte, África Subsahariana, Europa del Este y la zona de los Balcanes fueron las áreas más representadas.

KEY, que fue inaugurado el miércoles 28 de febrero por el Ministro de Medio Ambiente y Seguridad Energética Gilberto Pichetto Fratin, reflejó la fuerte vivacidad y efervescencia que están caracterizando al sector de mercado a nivel internacional, con la participación de operadores profesionales cualificados de todo el mundo.

El evento confirmó su papel de incubadora de nuevas empresas y PYME innovadoras italianas e internacionales. También el día de la inauguración se entregó por primera vez el Premio en memoria de Lorenzo Cagnoni, antiguo Presidente de IEG.

DPE – INTERNATIONAL ELECTRICITY EXPO
Simultáneamente a KEY, el pabellón A1 acogió por segundo año consecutivo la DPE - International Electricity Expo, el evento organizado por Italian Exhibition Group en colaboración con la Associazione Generazione Distribuita - Motori, Componenti, Gruppi Elettrogeni (Asociación de Generación Distribuida - Motores, Componentes, Grupos Electrógenos), ANIMA Confindustria - y la Federazione ANIE, dedicado al ecosistema de la generación eléctrica, transmisión, distribución, seguridad y automatización, que presentó la oferta italiana y europea de sistemas y componentes para la generación y distribución de electricidad, que están configurando el futuro energético de Europa y de la cuenca mediterránea.

KEY CHOICE - Unlock the future of PPA
Excelente debut para KEY CHOICE - Unlock the future of PPA, el evento B2B de KEY - The Energy Transition Expo, organizado por IEG - Italian Exhibition Group en colaboración con Elemens, celebrado en el Palacongressi di Rimini el día anterior a la inauguración de KEY.

KEY regresara al recinto ferial de Rimini del 5 al 7 de marzo de 2025

En Italia, 800 marcas para Key-The Energy Transition expo: La industria global sobre el futuro energético

REVISTA DYNA ENERGÍA — Tue, 27 Feb 2024 00:00:00 +0100

RIMINI, Italia, 22 de febrero, 2024 -- "La KEY-The Energy Transition Expo, la feria de referencia europea del Italian Exhibition Group (IEG) sobre transición y eficiencia energética programada en Italia, en el Rimini Expo Centre, del 28 de febrero al 1 de marzo, está a punto de comenzar", afirmó el CEO del grupo, Corrado Peraboni.
"En su segunda edición", afirmó Alessandra Astolfi, global exhibition director IEG, "la feria también ofrecerá eventos de talla mundial, definidos por el Comité Técnico-Científico dirigido por Gianni Silvestrini". Christian Previati, exhibition manager de KEY: "Hemos superado todas las expectativas con 800 empresas, +15% de marcas extranjeras y +25% más de compradores internacionales de Alemania, España, Francia, Holanda, Bélgica, Reino Unido, Europa del Este, los Balcanes, Turquía, África, Oriente Medio, América Latina y Asia Central".
120 eventos previstos
"KEY Energy Summit" iniciará el programa internacional con Alessandro Marangoni presentando el estudio de Althesys "La gobernanza del sistema, la clave de la transición", una estrategia coordinada para las energías renovables, el almacenamiento y las redes para descarbonizar Italia; En el mismo encuentro se incluirán propuestas de las asociaciones ANEV, ANIE Rinnovabili, Assoidroelettrica, CIB, Coordinamento Free, Elettricità Futura, FederIdroelettrica, Italia Solare. Traducción simultánea italiano-inglés disponible.
Del 29 de febrero al 1 de marzo "Scaling-Up an Sustainable electrification Africa, for Africa with Africa", el evento paralelo del próximo G7 Energía y Medio Ambiente que reunirá a líderes de la industria europea y representantes de los países africanos en KEY. Un evento internacional de dos días, organizado por RES4Africa, centrado en los países del norte de África y las regiones subsaharianas: el tema será estrategias innovadoras para equilibrar la seguridad energética y la sostenibilidad, innovación para una transición energética justa y herramientas de eliminación de riesgos para acelerar las inversiones para la electrificación sostenible (evento en inglés, con traducción simultánea en francés e italiano).
El jueves 29 de febrero tuvo lugar la presentación, con traducción simultánea italiano-inglés, de la nueva edición del informe 'Cadenas de suministro del futuro', promovido por la Fundación Symbola y el IEG, en colaboración con las asociaciones profesionales.
Y "Sesión de la Conferencia de Investigación EUPD | Abordar los desafíos del boom solar y de almacenamiento en Europa"", sobre las últimas tendencias y tecnologías, en inglés el viernes 1 de marzo, organizado por la Alianza Internacional de Almacenamiento de Energía y Baterías-IBESA.
Un listado parcial que ya demuestra el alcance internacional de KEY: el programa completo en el siguiente enlace.

LOS COLORES DEL HIDRÓGENO

REVISTA DYNA ENERGÍA — Tue, 13 Feb 2024 00:00:00 +0100

No existe hasta ahora y normativamente una nomenclatura aceptada común, por lo que pueden darse algunas variantes y bastante confusionismo al respecto. La razón de este apelativo a un combustible, considerado como vector energético de futuro, se encuentra en el considerado mayor o menor tipo de energía empleada en su fabricación, desde el punto de vista “renovable” o “climáticamente admisible”.
La particularidad del hidrógeno de necesitar una importante cantidad de energía para obtenerlo, hace que su utilización siempre resulte en una reducción en la eficiencia energética. Recordemos cifras: la electrolisis óptima del agua precisa entre 40 a 50 kWh para conseguir 1 kg de hidrógeno que necesita unos 15 kWh más para almacenarlo a presiones transportables. Este kg de hidrógeno encierra una energía potencial que no llega a 35 kWh, por lo que de la empleada para la hidrólisis solamente obtenemos orientativamente alrededor del 60%. Cifra que disminuirá según el medio empleado en aprovecharla: el uso del hidrógeno es un fuerte despilfarrador de energía, solamente justificado cuando se trate de sobrantes en procesos no regulables o para usos que no permitan otros medios, de ahí la conveniencia de calificarlo según su medio de producción.
Hidrógenos negro o marrón, obtenidos por reformado de carbón mineral o de lignito con vapor de agua. Desprendiendo CO2, otros gases y partículas.
Hidrógeno gris, obtenido por reformado de metano (gas natural) con vapor de agua: es el método industrial más común. Desprende CO2.
Hidrógeno azul, obtenido por el mismo proceso a partir del gas natural pero con captura y almacenaje del CO2 desprendido.
Hidrógeno rosa, obtenido por electrolisis del agua con energía generada en unidades nucleares de fisión. A veces se citan las variantes púrpura o rojo, según se emplee más intensamente el calor o catalizadores diversos.
Hidrógeno turquesa, reciente propuesta de obtención por pirólisis del metano que deja como residuo carbono sólido.
Hidrógeno verde, obtenido por electrolisis del agua con energía eléctrica generada por medios renovable. A veces, si esta energía es solar se le ha denominado amarillo.

EL REINO UNIDO PRESENTA SU PLAN NUCLEAR COMO BASE DE LUCHA CONTRA EL CAMBIO CLIMÁTICO

REVISTA DYNA ENERGÍA — Thu, 25 Jan 2024 00:00:00 +0100

En su documento Civil Nuclear Roadmap detalla los planes citados, indicando que en 2050 la energía nuclear representará casi un 25% de la demanda eléctrica del Reino Unido. Actualmente tiene en construcción avanzada el proyecto denominado Hinkley Point C (Somerset) con dos unidades del reactor EPR (European Pressure Reactor) con 1.600 MW cada una, cuya dirección y futura gestión sería llevada por EDF. En esa localización se encuentran las antiguas unidades A y B (2) ya fuera de servicio.
Dispone también del proyecto denominado Sizewell C (Suffolk) prácticamente idéntico al Hinkley C y en un emplazamiento donde se encuentran también una antigua unidad, la A, fuera de servicio y la B aun operativa. Este proyecto que había entrado en una situación menos activa es el que parece reactivarse con las últimas decisiones.
Sin embargo, sería necesaria la prolongación de la visa de alguna de las unidades cuyo final corresponde a este período hasta 2050, así como la construcción de, al menos, otra gran central además de las dos previstas. Como ubicación se piensa en la localidad de Wylfa en la isla de Anglesea (Gales) donde ya se encuentran dos unidades antiguas fuera de servicio. Para avanzar en esta propuesta se ha instado al Gobierno a la compra a Hitachi, la actual propietaria
Otro de los proyectos que forman parte de esta puesta al día británica es la entrada en la fabricación del combustible nuclear HALEU (High-Assay Low-Enriched Uranium), que supone un enriquecimiento entre el 5 y el 20% del isótopo U235. Este combustible está indicado para los reactores avanzados de IV Generación y para los pequeños reactores SMR a sales fundidas. Actualmente Rusia es casi el único fabricante de cantidades comerciales de este combustible.
Tampoco deja de lado el Reino Unido abordar los citados reactores SMR que pueden jugar un importante papel en la fabricación renovable de hidrógeno.

RESOLVIENDO LA COMPLEJIDAD DEL USO REAL DEL HIDRÓGENO

REVISTA DYNA ENERGÍA — Wed, 17 Jan 2024 00:00:00 +0100

Pero los pasos a dar para su utilización real son aun bastante inciertos, aun sin tener en cuenta los aspectos económicos y de seguridad, sino solamente el tecnológico, sobre todo para el conjunto de operaciones de almacenaje, distribución y aportación a los puntos de consumo. Actualmente se emplean componentes fabricados con materiales “compuestos” y diferentes tipos de aceros según las condiciones de temperatura, presión, etc. Es conocido que algunos tipos de aceros son sensibles al contacto con el hidrógeno a la fragilización lo que hace que pierdan propiedades mecánicas y, eventualmente, fisuras incontroladas. Según sea el elemento se puede sobredimensionarlo o aplicar recubrimientos superficiales, aunque también se ha estudiado la conversión en hidruros o su adsorción por materiales específicos como esponjas metálicas, nanotubos de carbono o MOFs (redes metal-orgánicas).
Pero, aparte de los aun temas de laboratorio, en un campo más pragmático, ha ido ganando terreno la utilización de productos porta-hidrógeno, que fabricados con ese hidrógeno producido por fuentes renovables, sea posible transportarlo con los métodos usuales y utilizarlo en los puntos de aplicación, bien sea directamente o por liberación del hidrógeno con medios sencillos, aunque fuera con reducción del rendimiento. Son dos los productos más frecuentemente propuestos, el amoníaco (NH3) y el ácido fórmico (CO2H2).
El amoníaco (NH3) lleva varios años en cabeza de las propuestas para facilitar el empleo del hidrógeno, sobre todo en casos de elevada necesidad de energía (buques, grandes calderas, etc.). Ya nos hicimos eco hace meses en estas NOTICIAS (https://www.revistadyna.com/noticias-de-ingenieria/el-amoniaco-puede-jugar-un-importante-papel-en-uso-del-hidrogeno) , dada su facilidad de fabricación utilizando hidrógeno verde, la sencillez y poca peligrosidad de almacenaje y transporte y la posibilidad de recuperar ese hidrógeno sin emisiones con reactores de craqueo, o de hacerlo combustionar directamente mediante mezclas apropiadas, pues su punto de ignición se sitúa en los 650º. Solamente debe evitarse la creación de NOX en las combustiones.
El empleo de ácido fórmico (CO2H2) no está tan desarrollado. Tiene tantas o más ventajas que el amoníaco en las etapas de fabricación “verde”, almacenaje y transporte, pero su cracking para reutilizar el hidrógeno exige catalizadores complejos. Un artículo publicado recientemente en Journal of Materials Chemistry A. (3D-printed palladium/activated carbon-based catalysts for the dehydrogenation of formic acid as a hydrogen Carrier) por investigadores del CSIC y de la Universidad Autónoma de Madrid, parece un paso inicial en la búsqueda de una solución. Sigue el problema de la emisión de CO2 en esta operación, aunque parece que su captación y reutilización resultaría viable.
Como se ve, aun es preciso hablar de un amplio recorrido de investigaciones y experiencias, antes de poder hacer con el hidrógeno lo que se espera de él.

¿SUPONDRÁ UN IMPULSO A LA ENERGÍA NUCLEAR EL SER CONSIDERADA COMO DE “BAJO CARBONO” POR LA UE?

REVISTA DYNA ENERGÍA — Fri, 05 Jan 2024 00:00:00 +0100

No es la primera vez que en estas NOTICIAS damos cuenta de la situación de esta tecnología, como en mayo (https://www.revistadyna.com/noticias-de-ingenieria/mini-y-microreactores-seran-futuro-para-energia-nuclear-de-fision) o en septiembre (https://www.revistadyna.com/noticias-de-ingenieria/el-diseno-del-pequeno-reactor-nuclear-de-nuscale-power-recibe-aprobacion-de-nuclear-regulatory-commi) de ese año.
Los problemas económicos que suponen las enormes inversiones para las grandes unidades nucleares han hecho que la UE, aparte del Reino Unido, ahora fuera de ella, con dos unidades en construcción, solamente Francia con su enquistada unidad del EPR en Flamanville junto con Eslovaquia con otra unidad menor parecen seguir adelante. Sin embargo, la citada propuesta de entrar en la tecnología SMR y la calificación de “bajo carbono” pueden impulsar de nuevo la energía nuclear de fisión. No hay ningún SMR comercial en funcionamiento, pero hay varios proyectos proponiéndose en todo el mundo, alguno de ellos no como totalmente nueva planta, sino como sustitutivo de las calderas de carbón para la creación de vapor que alimente turbinas existentes, sustituyendo a los combustibles fósiles: la americana NuScale, la más avanzada de ellas podría tener posibilidades próximas en Rumania y quizá también en otros países del este europeo que deben eliminar el carbón como combustible.
A los citados minireactores SMR con potencias en el entorno de los 200 MW con la intención de crear centrales sumando potencia por adición de módulos, se añaden ahora los proyectos basados en microreactores con potencias de hasta 10 o 15 MW. Tres diseños de estas unidades, de construcción aún más sencilla que los SMR, completamente encapsulados para funcionar sin recarga hasta más de 10 años y alojados en una dimensión del orden de un contenedor han sido seleccionados por el Department of Energy de los EE.UU. para llevar a cabo los ensayos de base en el Idaho National Laboratory.
Han sido, el modelo eVinci de Westinghouse de hasta 5 MW, el Pylon de Ultra Safe Nuclear Corporation con entre 1,5 y 5 MW y el Kaleidos de Radiant Industries con entre 1,2 y 1,9 MW. Las posibilidades de uso futuro de estas unidades puede ser muy amplia, tanto para electrificar zonas lejanas o aisladas, como para aplicaciones específicas de plantas desaladores o producción de hidrógeno, que si no absolutamente “verde”, puede ser considerado de “bajo carbono” con el criterio ahora establecido.

EL ACUERDO DE COP28 MARCA EL “COMIENZO DEL FIN” DE LA ERA DE COMBUSTIBLES FÓSILES

REVISTA DYNA ENERGÍA — Thu, 21 Dec 2023 00:00:00 +0100

Sin pretender una crítica al texto citado, reproducimos algunos de los principios enumerados en el mismo, que desde el preámbulo reconoce la necesidad demostrada científicamente de limitar el calentamiento global a 1,5º, que para ello las emisiones en 2030 deben ser reducidas para 2030 en un 43% respecto a las de 2019, y que eso supone triplicar la capacidad de generación renovable y duplicar la eficiencia energética actuales.
Se considera imprescindible ayudar a que los países refuercen su resiliencia frente a los efectos del cambio climático. Aprobado este principio el primer día, los compromisos para crear el fondo empezaron a llegar instantes después de que se adoptara la decisión, sumando más de 700 millones de dólares al final de la Conferencia. Eso refleja un refleja un consenso mundial sobre los objetivos de adaptación y la necesidad de financiación, tecnología y apoyo al desarrollo de capacidades para alcanzarlos.
El Green Climate Fund (GCF) recibió un impulso en su segunda reposición de fondos con las nuevas promesas de financiación de seis países, con lo que el total de promesas asciende ahora a la cifra récord de 12.800 millones de dólares procedentes de 31 países, y se esperan nuevas contribuciones.
Los líderes mundiales han visto en la COP28 un consenso en la sociedad civil, de cómo las empresas, los pueblos indígenas, los jóvenes y las organizaciones internacionales tienen un espíritu de determinación compartida para cerrar los compromisos adquiridos para 2030. Ha sido un hecho los esfuerzos para compartir ideas y soluciones. Se ve la importancia fundamental de capacitar a todas las partes interesadas para que participen en la acción por el clima, en particular a través del Plan de Acción para el Empoderamiento Climático y el Plan de Acción de Género.
Es importante reforzar la colaboración entre los gobiernos y las principales partes interesadas trabajando en encontrar soluciones climáticas en el mundo real que consigan reducir a la mitad las emisiones mundiales, subsanar las deficiencias de adaptación y aumentar la resiliencia de aquí a 2030. proporcionó una plataforma para que los gobiernos, las empresas y la sociedad civil colaboraran y mostraran sus soluciones climáticas en el mundo real. La Global Climate Action lanzó su hoja de ruta 2030 con medidas eficaces que deben ampliarse y aplicarse para reducir a la mitad las emisiones mundiales, subsanar las deficiencias de adaptación y aumentar la resiliencia de aquí a 2030.
Miremos hacia adelante: la COP28 ha sentado las bases para una nueva era en la aplicación del Acuerdo de París. Los próximos dos años serán cruciales: en la COP29 (Adzerbaijan), los gobiernos deben establecer un nuevo objetivo de financiación para el clima, que refleje la escala y la urgencia del desafío climático. Y en la COP30 (Brasil), deben llegar preparados con nuevas realizaciones que cubran todos los gases de efecto invernadero, incluso el metano, y puestas en práctica desde comienzos de 2025, plenamente alineadas con el límite de 1,5 °C de aumento de temperatura.

SE ACERCA LA HORA DE LA VERDAD PARA LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO Y EL GAS

REVISTA DYNA ENERGÍA — Mon, 11 Dec 2023 00:00:00 +0100

No hay que olvidar que la COP28 está siendo celebrada en los Emiratos Árabes Unidos, grandes productores de crudo y gas, y las declaraciones institucionales están emitiendo opiniones a veces discrepantes.
Especialmente en el sector de la energía se están produciendo cambios estructurales que auguran una demanda de petróleo y gas con un punto máximo a finales de esta década, aunque no disminuirá lo suficientemente rápido como para cumplir el Acuerdo de París y el objetivo de los 1,5°C de calentamiento máximo. Sin embargo, si se cumplieran los compromisos adquiridos, la demanda de petróleo y gas en 2050 sería un 45% inferior a la actual y el aumento de la temperatura podría limitarse a 1,7 °C frente al 75% inferior que sería si se pudiera mantener el objetivo de 1,5ºC y un cero neto de emisiones, que se estima ya casi inalcanzable para esa fecha.
Por otra parte, la continuidad de la industria petrolera, en un escenario de reducción de emisiones, comienza por la contención de las propias: la producción, el transporte y la transformación de petróleo y gas generan casi el 15% de las emisiones mundiales de gases de efecto invernadero relacionadas con la energía. Para ajustarse a un escenario de 1,5 °C, estas emisiones deben reducirse en más de un 60% para 2030 respecto a los niveles actuales y la intensidad de las emisiones de las operaciones mundiales de petróleo y gas deberían acercarse a cero para principios de la década de 2040. Sin embargo, el nivel de inversiones relacionadas con estos objetivos no es aun significativo.
En el debate existente sobre la industria del petróleo y el gas en la transición energética debe evitar dos errores comunes. El primero es que la transición sólo puede estar liderada por cambios en la demanda. "Cuando el mundo de la energía cambie, también lo haremos nosotros" no es una respuesta adecuada a los inmensos retos que se plantean. Un enfoque desequilibrado en la reducción de la oferta es igualmente improductivo, ya que conlleva un mayor riesgo de picos de precios y volatilidad del mercado. En la práctica, nadie que se comprometa con el cambio debe esperar a que otro se mueva primero. Las transiciones ordenadas y exitosas son las de colaboración, en las que los proveedores trabajen con los consumidores y los gobiernos para ampliar los nuevos mercados de productos y servicios de bajas emisiones.

UN NUEVO DISEÑO PARA AEROGENERADORES OFFSHORE

REVISTA DYNA ENERGÍA — Mon, 27 Nov 2023 00:00:00 +0100

Con él se está llegando a potencias unitarias que ya superan los 15 MW cuando se instalan en ubicaciones sobre el mar. Esto conlleva importantes obras de cimentación y soporte, sobre todo cuando se sitúan offshore en zonas costeras de aguas someras y complejos medios de flotación y anclaje en casos de aguas profundas, así como costos elevados de transporte y montaje.
Hasta ahora no parecía poder disponer de variantes o novedades en este campo, pero la empresa noruega World Wide Wind (WWW) ha propuesto y diseñado una nueva turbina eólica flotante para situación offshore que denomina “contrarrotatoria” que asegura supone un considerable avance sobre las actuales, tanto en dimensión como en costo y posibilidades de alcanzar mayores potencias. Junto con la también noruega AF Gruppen (AFG), instalará un prototipo flotante de 30 kW que le permitirá probar las condiciones reales de funcionamiento.
El prototipo de turbina tiene una longitud total de 19 metros y dispone de dos niveles de palas fijas (rotores) a 45º del eje vertical, que giran en sentido contrario, con el generador sumergido situado en la parte inferior de la estructura lo que, con un simple anclaje, permite a la turbina oscilar con el viento como un velero. Cualquiera que sea la dirección del viento, el conjunto flotante se inclina pasivamente hasta un ángulo óptimo, y las dos turbinas empiezan a girar en sentidos opuestos, duplicando de hecho la velocidad a la que gira el rotor con relación al estator. Ello supone duplicar la generación energética y reducir el costo. Además, los trabajos de mantenimiento se realizan en la base y no a alturas considerables.
El par que el viento ejerce sobre la estructura queda compensado por las dos rotaciones opuestas y al ser unos rotores inclinados producen menor afección mutua y permiten instalarse más cerca unas de otras, generando más energía a partir de una superficie determinada y reduciendo el cableado de conexión. El siguiente paso tras el prototipo será un aerogenerador piloto de 1,2 o 1,5 MW que se ensayará durante 2025, con la idea de disponer de una turbina comercial de 24 MW antes de 2030. Aseguran que este diseño permitiría alcanzar los 40 MW, aunque en este caso la longitud total de la torre sería de unos 400 m.

¿LA INDUSTRIA DE GENERADORES EÓLICOS EN CRISIS?

REVISTA DYNA ENERGÍA — Wed, 15 Nov 2023 00:00:00 +0100

La evolución fue rápida y puede decirse que con el cambio de siglo se desarrollaba en Dinamarca la técnica básica, se tendía a turbinas cada vez mayores y con reducido número de palas y se extendía por diversos países. Incluso se presentaban tipos de eje vertical (Darrieus) como alternativa. En 1931, una turbina de 100 kW podía decirse que era bastante similar a las actuales. Más tarde, el fabricante danés Vestas produjo su primera turbina en 1978 y la empresa antecesora de GE – Wind Energy lo hizo en 1980. En aquellos años no tenía aun el objetivo de sustituir a los medios que emitían CO2 para la generación eléctrica, sino era un medio más para dotar a lugares aislados o para independizarse de la red.
España no fue ajena a estos productos y en 1994 el Grupo Gamesa creó Gamesa Eólica para el diseño y fabricación de turbinas, inicialmente de la mano de Vestas hasta 2001: su crecimiento fue rápido, pues ya se estaba extendiendo la necesidad de lucha contra las emisiones que podían incidir en el cambio climático y el concepto de orientarse hacia las llamadas “energías renovables”. Llegó a alcanzar un importante volumen de mercado y se fusionó en 2017 con Siemens Wind Power para crear Siemens Gamesa Renewable Energy. En esas fechas ya se iba estableciendo la gigantesca red productiva de fabricantes de aerogeneradores, de las empresas con actividades subsidiarias para el diseño y explotación de parques y para los trabajos de montaje o mantenimiento, así como la dotación de medios de transporte terrestre, elevación de grandes alturas y mayores pesos y de equipos navales para la incipiente instalación en fondos marinos.
No hace falta decir que, como en todos los crecimientos rápidos, cualquier irregularidad en el curso de los acontecimientos adquiere repercusiones notables. La competencia económica para mantenerse en el mercado, la dureza de las garantías exigidas por los compradores o la necesidad de poner en oferta nuevas tecnologías y tipos de máquinas cada vez mayores sin la debida contrastación de su seguridad, han llevado a esta industria a situaciones no deseadas, a las que tampoco es ajena la explosiva introducción de fabricantes chinos en condiciones no comparables y con facilidades para el diseño y ensayo de nuevos prototipos.
La importante subida de costes de las materias primas debido a los acontecimientos políticos mundiales han afectado de forma notable a los fabricantes y producido la suspensión o demora en muchas decisiones de implantación, que vienen marcadas por el amplio período de tiempo necesario para un parque eólico, desde su idea inicial hasta la decisión final. Todo ello ha hecho que la gran parte de la red empresarial del sector se encuentre sin beneficios apreciables o francamente en pérdidas. Como dice un analista: cuando la industria de generación eólica es más necesaria para cubrir los objetivos 2030 de lucha contra el cambio climático, es precisamente cuando entra en una fuerte crisis.
Tanto es así, que la Comisión de la Comunidad Europea, en un comunicado del 24 de octubre pasado, ha salido públicamente en defensa de este sector industrial y marcado un Plan de Acción inmediato. Como expone en uno de sus apartados, es precisa la aceleración del despliegue (de parques) gracias a una mayor previsibilidad y permisos más rápidos. En 2022 se alcanzó la cifra récord de 16 GW de instalaciones de energía eólica, lo que supone un aumento del 47% respecto a 2021. Sin embargo, esta cifra está muy por debajo de los 37 GW/año, necesarios para alcanzar el objetivo de la UE para 2030 en materia de energías renovables.

SE HACE REALIDAD LA TURBINA DE CO2 SUPERCRÍTICO

REVISTA DYNA ENERGÍA — Wed, 15 Nov 2023 00:00:00 +0100

Esta tecnología ya fue expuesta en la Revista DYNA cuando se estudió a nivel de laboratorio por Sandia National Laboratories (EEUU) y un grupo de empresas (https://www.revistadyna.com/busqueda/como-socios-energeticos-sandia-national-laboratories-lidera-a-industria-en-busqueda-de-una-electrici). En el artículo se expusieron las ventajas que supone el uso de CO2 supercrítico sobre el sistema agua-vapor habitual en las turbinas actuales y el cambio del ciclo Rankine habitual al ciclo Brayton de las nuevas turbinas: el tamaño de las turbinas se reduce 10 veces para la misma potencia y el rendimiento energético que es poco más del 35% del sistema agua-vapor aumente un 10%. Esto, que puede parecer una ganancia reducida, supone una ventaja de importante magnitud a nivel de costo y emisiones.
Se denomina supercrítico el estado de temperatura-presión de un fluido en el que deja de actuar como un gas o un líquido y, en su lugar, empieza a actuar como un gas con la densidad de un líquido. Pasado este punto, cambios relativamente pequeños en la temperatura pueden causar cambios significativos en la densidad. El CO2 se vuelve supercrítico cuando la temperatura y la presión superan los 31°C y los 74 bares respectivamente. El agua también puede volverse supercrítica, pero para ello se necesita mucha más energía, ya que requiere una temperatura y una presión superiores a 373°C y 220 bares. Por esta razón y las características de ser barato y no inflamable, el CO2 es el material ideal para el proceso.
El proyecto STEP Demo, en el que participa General Electric, ha supuesto una inversión de 155 millones de dólares, y forma parte de los proyectos para mejorar tecnologías que aun utilizando un combustible fósil como el gas natural puedan generar energía eléctrica con menor costo y menos emisiones.

FUSIÓN ES LA ENERGÍA DEL FUTURO…Y SIEMPRE LO SERÁ (DEL FUTURO)

REVISTA DYNA ENERGÍA — Tue, 24 Oct 2023 00:00:00 +0200

El entorno del proyecto lo justifica y lo asimila a las grandes catedrales medievales, que generaban tecnología y cuya construcción duraba un centenar de años, pero, también los críticos, temen que pueda convertirse en un mausoleo.
ITER acaba de anunciar la finalización de la obra civil del edificio que contendrá el “tokamak”, y donde se instalará trasladando componentes desde el edificio contiguo, en el que se están montando. Se espera con impaciencia la fecha orientativa en que podría obtenerse el primer plasma (¿2028 a 2030?) pero también se especula sobre el tiempo que podría transcurrir, a partir de ese momento, para conseguir una fusión sostenida de los isótopos de hidrógeno y vislumbrarse la posibilidad de generación eléctrica a partir de ese momento: se decía que unos 5 años, pero ahora parece que hablar de 10 es lo más prudente. Y eso suponiendo que se haya alcanzado una ganancia energética suficiente que anime a continuar esa vía.
La realidad es que ITER, aparte de completar sus instalaciones físicas, debe superar aun grandes retos tecnológicos, tanto en materiales de protección como en las instalaciones para el confinamiento magnético seguro del plasma a 100 millones de grados o en el control de la emisión de neutrones y en la producción de tritio. No olvidemos que hay numerosos “tokamak” menores experimentando a escala estos temas y ahora se inicia la construcción en Granada del centro IFMIF-DONES solamente para abordar el tema de los neutrones (ver IFMIF-DONES y la energía de fusión en la Revista DYNA de julio de este año)
Pero eso no es todo. Hay un elevado número de promotores, si consideramos lo complejo de esta tecnología, que pretende conseguir las condiciones necesarias para una reacción de fusión nuclear con vistas a su aplicación a la generación energética, dentro del proceso clásico “tokamak” bien sea anular (confinamiento magnético anular) o bien sea esférico, utilizando otros medios más próximos al stellarator, aplicando medios combinados de aceleración y presión o provocando la ignición por bombardeo láser.
En este último campo, podemos destacar a la unidad NIF (National Ignition Facility) del Laboratorio Nacional Lawrence Livermore americano que aseguró el pasado diciembre haber obtenido ganancia energética, la primera en experimentos de fusión, obtenida fusionando por impacto láser una cápsula deuterio-tritio en confinamiento inercial. Europa tiene una instalación similar, el centro denominado Laser Mégajoule francés que no ha reportado trabajos en este sentido.
El número de “tokamaks” para investigación existentes en el mundo se acerca a los dos centenares y todavía se pelea por alcanzar la temperatura necesaria del plasma (100 millones de ºC) o el tiempo, aun en segundos, de mantenimiento del mismo y no digamos demostrar la posible ganancia energética. Sin embargo, es destacable la insistencia de algunas “start-ups” que, dotadas de generosos apoyos públicos y privados, éstos de poderosos mecenas financieros, que aseguran, utilizando tecnologías afines pero distintas del “tokamak” tradicional, poder presentar unidades productivas piloto a plazo medio, mucho antes que el gran desafío mundial del ITER. Ver para creer.

CÓMO EVITAR LA MUERTE DE AVES Y PÁJAROS POR LOS AEROGENERADORES

REVISTA DYNA ENERGÍA — Tue, 03 Oct 2023 00:00:00 +0200

Aunque este número sea muy inferior al causado por la acción de barreras no naturales (edificios, torres, líneas eléctricas, etc.), vehículos, pesticidas o animales domésticos, es una de las razones exhibidas para rechazar su implantación en algunos emplazamientos. En especial, la sociedad es más sensible cuando se trata de aves de mayor tamaño, emigrantes o en peligro de subsistencia.
Investigadores de SINTEF (Stiftelsen for INdustriell og TEknisk Forskning), organización noruega de investigación, vinculada con la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología, junto con el Norwegian Centre for Environment-friendly Energy Research, han avanzado en el diseño de un sistema automático para evitar, precisamente, la producción de estas muertes. El sistema, denominado SKARV (cormorán) y que ha sido patentado, rastrea y detecta las aves que se aproximan a un aerogenerador para modificar su marcha y evitar la colisión mortal.
Cada aerogenerador tendría instaladas cámaras y equipos de radar, de forma que cuando un ave o bandada compacta se aproxima, la detecte a una distancia mínima entre 100 y 200 m antes de la colisión con la superficie de rotación de las palas. Esta información se analiza por un programa informático para calcular la trayectoria más probable y, si hay peligro de colisión, envía señales de control que desencadenan un pequeño ajuste de la velocidad de rotación de las palas y su torsión. Todo ello debe hacerse en poco más de 5 segundos
La detección no es posible si las aves colisionan contra las partes no móviles del aerogenerador o se acercan en una dirección lateral. Los investigadores han trabajado, hasta ahora, con simulaciones informáticas, y con ellas han comprobado su éxito en un 80% de los casos. Cuando se trata de grandes bandadas de pájaros menores, puede ser necesaria la parada total de la turbina, pero esto solo es realizable si se dispone de unos 20 segundos.
Como es lógico, este sistema solo puede ser implantado en aerogeneradores que dispongan de medios para controlar automáticamente la velocidad de rotación y el ángulo de las palas. Los investigadores esperan probar y mejorar su propuesta con una instalación real.

LOS MINERALES CRÍTICOS MARCARÁN EL CAMINO HACIA LA ENERGÍA LIMPIA

REVISTA DYNA ENERGÍA — Fri, 29 Sep 2023 00:00:00 +0200

La IEA ha publicado un extenso informe sobre “el papel de los minerales críticos en la transición hacia la energía limpia” (https://iea.blob.core.windows.net/assets/ffd2a83b-8c30-4e9d-980a-52b6d9a86fdc/TheRoleofCriticalMineralsinCleanEnergyTransitions.pdf) donde repasa exclusivamente lo que supondrá pasar de los procesos actuales para la generación de energía o de movilidad a los que prácticamente no emitan gases de efecto invernadero.
Un simple repaso gráfico a los mundos del transporte y de la generación nos muestra la brutal diferencia de ambos solamente en los materiales a utilizar. No solamente en materiales y usados y conocidos, como el cobre, sino en otros, hasta ahora menos usados como el litio, el cobalto o las tierras raras. El hierro, mayoritario en el peso de los vehículos o generadores convencionales en forma de aceros o fundiciones, queda desplazado por elementos cuya obtención está aun en vías de desarrollo y está afectada por semimonopolios que causan volatilidad en los precios e inseguridad en los suministros. Adicionalmente esa obtención es susceptible de originar elevadas afecciones a la naturaleza y su reciclaje no dispone de tecnologías contrastadas.
Finaliza el informe de la IEA con una serie de consejos para paliar este problema:
* Pide que se aceleren los programas para aumentar las fuentes de suministro de estos materiales y apoyar las inversiones para ello.
* Que se realicen investigaciones que permitan innovaciones para una economía en el uso de estos materiales y en la búsqueda de materiales de sustitución.
* Que se impulse el reciclado de componentes que contengan estos materiales al final de su vida útil, tanto en su recogida como en las tecnologías correspondientes.
* Que se vigile la resiliencia de las cadenas de suministro y la transparencia del mercado, así como la necesidad de prever stocks de almacenaje voluntario.
* Reconocer a los productores con mayores niveles medioambientales y sociales en el ámbito de los mercados, de forma que sea atractivo a nuevos productores.
* Fortalecer la colaboración entre productores y consumidores, disponiendo de un marco internacional de diálogo y coordinación, con datos fiables, evaluaciones periódicas y transferencia de conocimientos.

ESCOCIA SUMINISTRARÁ ENERGÍA OFFSHORE A INGLATERRA

REVISTA DYNA ENERGÍA — Tue, 05 Sep 2023 00:00:00 +0200

Actualmente la costa este de Escocia ya cuenta con aproximadamente 1 GW de parques eólicos marinos operativos y otros 4,4 GW en proyecto. Todo ello supone que deberán implementarse vías de transporte energético, sobre todo entre Escocia e Inglaterra, para una apropiada distribución de la misma a las zonas de mayor consumo.
Con ese propósito se han dado los pasos para la transmisión en dos líneas de transporte que bajo la denominación común Scotland to England Green Link, responden a las siglas SEGL 1 y SEGL 2. Se trata de líneas submarinas HVDC (high-voltage direct current), con posibilidad de transmitir 2 GW de potencia cada una, cuyo proyecto ha sido desarrollado desde 2020 por la Scottish Hydro Electric Transmission (SHE-Transmission), la Scottish Power Transmission (SPT) y la National Grid Electricity Transmission del Reino Unido. Se espera que los trabajos de construcción comiencen en 2025 y que las líneas submarinas puedan entrar en operación en 2030-
El primer enlace de 2 GW irá de Torness (Escocia) a la subestación de Hawthorn Pit, en el condado de Durham (Inglaterra), con unos 176 km de cable submarino. El segundo enlace, también de 2 GV partirá de Peterhead, en Aberdeenshire (Escocia), y terminará en Drax, en North Yorkshire (Inglaterra), con 440 km de cable submarino y 65 km de cable enterrado desde la localidad costera de Wilsthorpe hasta la citada Drax donde se situará la estación de recepción y conversión. Se prevé que la transmisión del cable HVDC sea a 525 kV.

CENSO DE PROYECTOS SOBRE EL HIDRÓGENO

REVISTA DYNA ENERGÍA — Tue, 05 Sep 2023 00:00:00 +0200

Este primer análisis comprende una recopilación de Proyectos de Demostración (TRL 7 o superior) que “pueden contribuir a la consecución de los objetivos de implantación de hidrógeno verde en el corto-medio plazo”. Abarca un total de 128 proyectos que a través de un mapa interactivo los sitúa en toda la geografía nacional.
El informe asegura que España tiene tres aspectos ventajosos para el desarrollo del hidrógeno verde o el de bajo carbono. Su elevada producción de energía renovable con la que puede producir e, incluso, exportar ese hidrógeno a países con menos posibilidades, base tecnológica y científica considerable y una industria que comprende todos los pasos necesarios para producir y utilizarlo.
La Hoja de Ruta del Hidrógeno en España, elaborada por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) en 2020, prevé la instalación de electrolizadores, al menos, con una potencia de entre 300 y 600 MW para 2024 y 4 GW para 2030. Los proyectos censados pronostican que, con los incentivos y las ayudas públicas adecuadas, podría llegar a suponer casi 8 GW para 2024 y de 11 GW a partir de 2026. Cantidades muy superiores a lo previsto.
Refleja el análisis que la utilización del hidrógeno verde comenzará por las industrias que actualmente lo consumen en grandes cantidades, especialmente en el refino de petróleo y la petroquímica, eliminando la actual producción del mismo que emite CO2. Además, se comenzará a utilizar para la producción de combustibles sintéticos.
Sin embargo, aunque en la Hoja de Ruta citada se recogían perspectivas sobre almacenamiento masivo (o estacional) de hidrógeno, este apenas se aprecia en el Censo, con un solo proyecto de almacenamiento y de baja capacidad. También hay desviaciones significativas entre los proyectos de movilidad y las estaciones de repostaje de hidrógeno (HRS), a pesar de que el 56% de los proyectos de movilidad estén dirigidos al transporte por carretera. Existen, igualmente, escasos proyectos para el almacenamiento y uso en el ámbito residencial.
Los interesados que deseen más detalles pueden acceder al informe completo en:
https://www.aeh2.org/wp-content/uploads/2023/07/AeH2_Informe-Censo-de-Proyectos-1.pdf

UN MOTOR ROTATORIO WANKEL DEL SIGLO XXI

REVISTA DYNA ENERGÍA — Sun, 02 Jul 2023 00:00:00 +0200

(ver en esta sección https://www.revistadyna.com/noticias-de-ingenieria/mazda-retorna-con-motor-wankel-si-es-que-alguna-vez-se-ha-ido). A pesar de las múltiples y periódicas apariciones de esta tecnología, la realidad es que nunca ha conseguido nuevas y/o extensas aplicaciones prácticas.
En esta ocasión, LiquidPiston anuncia su prototipo XTS-210. Un motor rotatorio de dos tiempos multi-combustible, es decir que puede trabajar como diésel, con queroseno y otros combustibles, con refrigeración por agua y que con un peso de 19 kg desplaza 210 cm3 y consigue una potencia de 20 kW y 29,4 Nm de par a 6.500 rpm. Ello le hace prácticamente equivalente a un motor diésel cinco veces mayor en tamaño y cuatro veces en peso y solamente con dos partes móviles primarias, el rotor y su eje.
Alegan los fabricantes que el motor Wankel histórico tenía un rotor triangular dentro de una carcasa con forma de “cacahuete” y que su nuevo diseño es lo contrario, un rotor con forma de “cacahuete” en una carcasa trilobulada. Las cámaras de combustión eran largas y estrechas, pero ahora tienen más capacidad lo que permite alta compresión, pudiéndose inyectar el combustible directamente, permitiendo una marcha diésel.
También se han resuelto los problemas que los antiguos motores rotatorios tenían con el engrase y que reducía su durabilidad y aumentaba las emisiones, dejando estacionarias las juntas (el equivalente a los segmentos), que en Wankel eran móviles. LiquidPiston lleva casi 20 años desarrollando prototipos que ha probado en avionetas y karts, entre 40 y 70 HP, funcionando con gasóleo, gasolina, propano, queroseno de jets e hidrógeno.
Sin embargo, la comercialización del citado motor XTS-210 (20 kW) se va a dirigir especialmente al campo militar en aplicaciones como generadores portátiles y motorización de UAVs (vehículos aéreos no tripulados) convencionales. Tampoco se descarta, con modelos de más potencia equipar aparatos VTOL (Vertical Take-Off and Landing) híbridos.

TRANSPORTE DE ENERGÍA POR BARCO

REVISTA DYNA ENERGÍA — Wed, 21 Jun 2023 00:00:00 +0200

La idea puesta en marcha es la de construir un buque de propulsión eléctrica que contenga todas las celdas de baterías que sea posible, de manera que estas sean recargadas en tierra firme, realicen el viaje y sean descargadas en la isla dotada de los medios adecuados. Se podría argumentar que sería posible la construcción de un cable submarino, pero en el caso de islas con pocos habitantes y consumo reducido, la inversión para esta solución puede resultar muy onerosa.
El buque piloto diseñado por POWER X, bautizado como “Power Ark” tendrá una eslora de 140 m y 8.000 T de registro bruto con 300 km de capacidad de recorrido. Dotado de 96 unidades containerizadas de baterías de litio – fosfato de hierro, dispondrá de 241 MWh de carga que pueden ser cargados/descargados en una operación de 3 h. Está previsto el inicio de construcción en 2024 para efectuar las pruebas en 2025, transportando energía desde Hokaido a Aomori distantes alrededor de 100 km. En esa distancia la previsión es poder transportar anualmente unos 4.190 GWh de electricidad renovable.
El “Power Ark” estará equipado con avanzados medios de control de emisiones y de extinción de incendios, aunque las baterías de litio – fosfato de hierro son muy estables y difíciles de inflamar. Si este medio tiene éxito, sobre todo para países con gran número de islas como Filipinas o Indonesia, los buques transportadores de energía definitivos serían mayores, con capacidades de hasta 2 GWh.

LAS BATERÍAS REDOX UN ALMACENAJE ELÉCTRICO AMPLIO Y ECONÓMICO

REVISTA DYNA ENERGÍA — Mon, 12 Jun 2023 00:00:00 +0200

Con frecuencia se han considerado como uno de los medios de almacenaje de energía más económicos y con mayores posibilidades de alcanzar elevada capacidad, pero su cuota de mercado ha sido siempre inferior a las baterías de Li, que actualmente acaparan la mayor parte de los proyectos en marcha. El Instituto Fraunhoter para la Tecnología Química (ICT) ha llevado a cabo un análisis detallado de las posibilidades de este sistema y enfocado los pasos a dar para superar los problemas que pudieran impedir su desarrollo.
La mayor batería de flujo redox del mundo entró en funcionamiento en enero en la ciudad portuaria de Dalian, al noreste de China. Tiene una posibilidad de suministro de 100 MW y llega a almacenar 400 MWh de energía procedente de un gran parque eólico. Pero su aplicación, más que para cubrir fallos de generación, está en la estabilización de la red eléctrica ante las oscilaciones de producción que siempre aparecen cuando no todas las fuentes primarias son constantes, sino que proceden de diversos orígenes donde predominan los renovables solar o eólico.
Las baterías de flujo o redox reúnen numerosas ventajas. Entre ellas destacan su eficiencia superior al 75%, la sencilla posibilidad de ampliación hasta capacidades de GWh, una autodescarga extremadamente baja gracias al almacenamiento de los electrolitos en dos depósitos separados, una larga vida útil de unos 20 años y una amplia reciclabilidad. Debido a sus electrolitos acuosos, tampoco son inflamables. Pero a pesar de sus muchas ventajas, la razón de su menor desarrollo está en el elevado coste y problemática de obtención de los productos de almacenaje químico.
Hasta ahora, el vanadio parece ser la materia prima ideal para formar los electrolitos de las baterías de flujo. Considerando que el 75% de su suministro procede de China, Sudáfrica o Rusia, su precio es muy volátil y la UE lo ha clasificado como materia prima crítica. Con objeto de superar el problema la CE tiene en marcha el Proyecto SONAR para desarrollar por simulación materiales electroactivos de sustitución que posteriormente se validarán mediante mediciones de laboratorio y aplicación con socios industriales.
Con un presupuesto de 2,4 millones de euros, este proyecto liderado por el Instituto Fraunhofer, se trabajará en el citado centro para la Tecnología Química (ICT) y en el dedicado a Algoritmos y Computación Científica (SCAI).

LA UNIÓN EUROPEA SE PLANTEA LA CONTINUIDAD DE LA GENERACIÓN NUCLEAR

REVISTA DYNA ENERGÍA — Tue, 30 May 2023 00:00:00 +0200

La unidad Olkiluoto 3, con 1.650 MW de potencia y tecnología EPR (European Pressurized Reactor), construido por AREVA (Francia) y SIEMENS (Alemania), es la primero en ponerse en marcha en Europa, aunque se halla en construcción muy avanzada otra similar en Francia (Flamanville), que aseguran poner en marcha el año próximo, y la primera de otras dos en el Reino Unido (Hinkley Point ) iniciando la construcción.
Además, a finales de febrero, se tuvo en Estocolmo una reunión de once países europeos (Bulgaria, Croacia, Chequia, Finlandia, Francia, Hungría, Países Bajos, Polonia, Rumania, Eslovaquia y Eslovenia) a la que asistió el Comisario de la Unión para la Energía. Tras ella, los países asistentes emitieron un comunicado en el que se reafirmaban en el objetivo de alcanzar la neutralidad de emisiones de CO2 en 2050 y que para ello resulta necesario cooperar estrechamente en la cadena de suministros para esta tecnología y en la promoción de proyectos industriales en temas comprendidos en la nueva generación de reactores o en la tecnología de reactores pequeños.
Como puede apreciarse, Italia, que clausuró todas sus unidades ya el pasado siglo, y Suecia, que alegó su período de presidencia de la UE, no asistieron. Tampoco lo hicieron España y Bélgica que tienen programado clausurar sus últimos reactores en 2025 y 2035 respectivamente, y, por supuesto Alemania, que lo hizo en abril. Todo esto marca una patente división en la UE, que se ve más acentuada debido a la crisis energética originada por el conflicto de Ucrania y los crecientes costes que supone para el gas natural.
La generación nuclear supone actualmente alrededor del 25% de la electricidad producida en la UE con un centenar de unidades, de las que un tercio están casi al final de su vida útil, llegando a ser de casi el 70% en Francia, el 50% en Eslovaquia y Bélgica o el 40% en Finlandia. En España se sitúa ligeramente superior al 20%.
El argumento de quienes apoyan la continuidad de mantener este tipo de generación se basa en la escasa posibilidad de alcanzar una reducción del 55% de emisiones de CO2 para 2030 si no se implementan medidas, no solo de construcción de nuevos reactores, sino de prolongar la vida útil de algunos de los que están en marcha. También está en propuesta la conveniencia de considerar oficialmente la generación nuclear como una variante de energía “limpia”, que permita, por ejemplo, la producción de hidrógeno en condiciones similares a la realizada con electricidad renovable. Ya tiene nombre este hidrógeno: sería el hidrógeno rosa.

UN VISTAZO A LA SITUACIÓN MUNDIAL DE LOS COCHES ELÉCTRICOS

REVISTA DYNA ENERGÍA — Thu, 18 May 2023 00:00:00 +0200

La previsión es que este mercado siga creciendo en 2023, pues solo en el primer trimestre ya se han vendido 2,3 millones, con lo que no sería difícil alcanzarse unos 14 millones para el total del año. Además de China, los países donde se venden son la Comunidad Europea y los EE.UU., aunque se aprecia un progresivo crecimiento en la India y Pacífico asiático. China y Europa mantendrán su crecimiento y será en los EE.UU. donde probablemente se duplicará.
Esa evolución comenzará a dar resultados en el consumo de combustibles fósiles para la automoción: la demanda de petróleo para el transporte por carretera se prevé alcanzará un máximo probable en 2025, marcando un descenso progresivo que llevará en 2030 a evitar la emisión de 700 millones de toneladas de CO2 en 2030. Tanto por la Comunidad Europea como por los EE.UU. se han adoptado normas de obligado cumplimiento para coches y furgonetas que obligarán al crecimiento del mercado de vehículos eléctricos, que en esa fecha podría llegar a ser un 50% del total en algunos estados americanos más exigentes.
La fabricación de baterías, impulsada por el mercado previsto de vehículos eléctricos continuará en expansión, no previéndose ningún problema de suministros en el camino hacia 2030 ni tampoco hasta 2050, fecha marcada para un transporte sin emisiones. Sin embargo, será importante reducir la necesidad de los materiales críticos, ya que, por ejemplo, en 2022 el consumo de un 60% de Li, 30% de Co y 10% de Ni mundiales se destinaron a las baterías. Se investigan alternativas a los tipos convencionales en cuanto a materiales y tipos que aporten mejores rendimientos, durabilidad y seguridad.
En cuanto a los coches puede decirse que ha ido mejorando, en especial fuera de China, la competitividad de los de tracción eléctrica frente a los de combustión en lo que respecta al número de modelos y a su precio, aunque éste continúa siendo superior al de los de combustión. Los vehículos eléctricos de transporte pesado por carretera siguen aumentando su expansión, aunque con mayor lentitud, salvo quizá en el campo de los autobuses de transporte público. Sin embargo, tiene un mayor auge la electrificación entre los vehículos de dos y tres ruedas, estos últimos muy populares en países del sudeste asiático.

NECESIDADES DE LA RED ESPAÑOLA

REVISTA DYNA ENERGÍA — Thu, 04 May 2023 00:00:00 +0200

En los meses de marzo y abril, AURORA ER ha expuesto unas consideraciones sobre España que, por su interés, intentamos aportar a los lectores de estas NOTICIAS. La primera de ellas ha sido un webinar realizado en marzo con el título “Exigencias en la red de Iberia: ¿amenaza de problemas u oportunidad de almacenamiento?” (https://auroraer.com/country/europe/iberia/grid-constraints-in-iberia-a-curtailment-threat-or-a-storage-opportunity/). La segunda exposición es de abril, con el título “Las decisiones en la gestión de la red suponen un coste para los consumidores españoles” (https://auroraer.com/media/grid-management-challenges-costing-spanish-energy-consumers/).
En opinión de AURORA ER, con el objetivo ibérico de alcanzar más de un 70% de energía renovable creará problemas de operatividad en la red y la primera medida a tomar sería una restricción en esa generación. Ya se viene teniendo en ocasiones desde 2022 y llegarán a ser mayores aún: evalúa en 1.300 millones de euros lo perdido ese año. No hay duda de que España presenta unas condiciones meteorológicas favorables para el crecimiento en esas energías, y que podría llegar a disponer de un 80% de la producción eléctrica total en 2030. Sin embargo, el sistema nacional de distribución no se ha adaptado en consonancia con la generación y esta puede superarla de tal manera que no sea capaz de hacerla llegar a los consumidores, con el consiguiente coste para ellos y los generadores.
Como conclusión expone que los planes para la generación renovable española superan con creces las previsiones de capacidad hechas para la red de transporte y que tendrán importantes costos para consumidores y promotores si no se adoptan las medidas necesarias. El almacenamiento de energía o los electrolizadores para obtener hidrógeno pueden ser una solución a corto plazo, pero exigen grandes inversiones y no llegan a tiempo para cumplir que la electricidad renovable se integre eficientemente en el sistema.

LA BOMBA DE CALOR COMO BASE PARA LA SOSTENIBILIDAD DE LOS EDIFICIOS

REVISTA DYNA ENERGÍA — Mon, 17 Apr 2023 00:00:00 +0200

Sin embargo, la invención real se atribuye al estadounidense Robert C. Weber que en los años 40 utilizó el calor desprendido por la salida externa de un congelador, primero para calentar agua y posteriormente, con ayuda de un ventilador para servir de calefacción al edificio.
Aunque la energía calorífica que una bomba de calor puede proporcionar es superior a la consumida para su funcionamiento, los bajos precios, tanto de la electricidad como de los combustibles fósiles, y la inversión necesaria han hecho que su expansión como aparato de uso amplio haya sido relativamente reducido. La eficiencia de una bomba de calor se mide por su coeficiente de rendimiento COP (Coefficient of Performance) que es la proporción entre la energía eléctrica consumida y la suministrada en forma de calor: habitualmente, según los aparatos y las condiciones climáticas, puede oscilar entre 2 y 6. Esta eficiencia se reduce a medida que disminuye la temperatura del foco frío, de donde se extrae el calor, no siendo habitualmente utilizable en la práctica si está bajo los – 4º y siendo poco eficiente hasta los +4,5º.
En una reciente publicación de la International Energy Agency (IEA) titulada como The Future of Heat Pumps (https://www.iea.org/reports/the-future-of-heat-pumps) se expone las consecuencias que una adopción generalizada de este medio aportaría a la seguridad energética, al coste para el usuario, al empleo de asistencia y a los esfuerzos para afrontar el cambio climático: se estima que un empleo global de bombas de calor podría reducir para 2030 en 500 millones de toneladas, las emisiones de CO2.
Aunque las ventas y por lo tanto el empleo en su fabricación, servicios y mantenimiento se han casi triplicado en los países desarrollados en los últimos diez años, sería, según la IEA, necesario disponer de ayudas públicas para popularizar su adquisición, ya que el coste inicial de las bombas de calor es de dos a cuatro veces mayor que el de una caldera que suministre la misma cantidad de calor alimentada por gas natural. Dado que las bombas de calor pueden presentar diferentes variantes de captación, como aire/aire o aire/agua e, incluso agua/agua y geotérmica, se propone como el medio básico para la reducción de emisiones en edificios. Queda por seguir explorado su aplicación en la industria para procesos que supongan trabajos a bajas temperatura como en el papel, alimentación, química, etc.

UN NUEVO Y DISCUTIDO SUPERCONDUCTOR A TEMPERATURA AMBIENTE

REVISTA DYNA ENERGÍA — Mon, 20 Mar 2023 00:00:00 +0100

Investigadores de la Universidad de Rochester, estado de Nueva York (EE.UU.) han publicado sus experimentos en Nature (Evidence of near-ambient superconductivity in a N-doped lutetium hydride) este mismo año después que otro artículo suyo, también publicado en Nature hace dos años (Room-temperature superconductivity in a carbonaceous sulfur hydride), con los ensayos de un hidruro de azufre y carbono, hubiese visto la colocación de un aviso de RETRACTION en la revista ante los comentarios de otros investigadores que no fueron capaces de reproducirlo.
El tema de los superconductores en condiciones ambientales asequibles, es conocido popularmente como la búsqueda del “santo grial” de los científicos: en esta sección de Noticias, lo hemos comentado recientemente (https://www.revistadyna.com/noticias-de-ingenieria/la-busqueda-de-superconductividad-a-temperaturas-cada-vez-mas-elevadas) el año 2022. A las actuales aleaciones metálicas, ya utilizadas, como las denominadas YBCO, óxidos de itrio, bario y cobre, que lo son a temperaturas alrededor de los 100ºK, se iban sumando diferentes hidruros que parecen tomar posiciones en el camino de la investigación.
En este caso el material se ha obtenido situando una muestra de lutecio puro en una mezcla de 99% de hidrógeno y 1% de nitrógeno dejándolos reaccionar durante tres días a 200ºC. Posteriormente el material ha sido comprimido en una prensa de diamante y se han realizado las pruebas de conductividad hasta la presión citada en que se ha logrado la superconductividad. Se hace público el proceso para que otros investigadores puedan reproducirlo y confirmar su viabilidad. El lutecio es un material del grupo “tierras raras” al que también pertenece el itrio, utilizado en las aleaciones actuales.
Los materiales superconductores tienen como propiedades más importantes la desaparición de la resistencia eléctrica y la creación de muy potentes campos magnéticos. Ello podría permitir la creación de redes eléctricas que actualmente pierden millones de MWh en forma de calor y la mayor facilidad para el diseño de los recintos para confinamiento magnético del plasma en los “tokamak” de las centrales nucleares de fusión. Sin contar con otras muchas aplicaciones en aparatos médicos que utilizan la magnetoscopia, trenes de levitación magnética o electrónica en general.

NOTA: Absence of near-ambient superconductivity in LuH2±xNy (https://doi.org/10.48550/arXiv.2303.08759), publicado por la Cornell University

LA ESFERA DE DIAMANTE QUE HACE POSIBLE LA ENERGÍA NUCLEAR DE FUSIÓN

REVISTA DYNA ENERGÍA — Wed, 08 Mar 2023 00:00:00 +0100

Este experimento no se había llevado a cabo en ninguno de los muchos tokamaks anulares o stellaratos existentes, sino en el centro LLNL (Lawrence Livermore National Laboratory) de California, por la acción de un rayo láser de gran potencia sobre una cápsula de diamante con muy pequeño tamaño, comparado con un “grano de pimienta”, conteniendo los gases citados situada en una cámara de confinamiento. Lo que es menos conocido es que esa cápsula no está fabricada en California, sino en Europa, en la empresa Diamond Materials de Friburgo (Alemania).
Diamond Materials elabora diamante sintético mediante el proceso de deposición química de vapor y la esfera necesaria para el experimento debía ser perfectamente lisa y estar libre de contaminantes, impurezas, cavidades o paredes irregulares: cualquier anomalía podría impedir una correcta reacción.
Se tardan unos dos meses en crear cada lote de 20 a 40 cápsulas, que se fabrican superponiendo minúsculos cristales de diamante alrededor de un núcleo de carburo de silicio y puliéndolos repetidamente. Como ni siquiera el pulido más meticuloso era suficiente, ya que a nivel microscópico la superficie seguía presentando picaduras y desigualdades, se decidió construir la cápsula puliendo cada nueva capa de cristales de diamante para conseguir el acabado que necesitaban.
Cuando las cápsulas de diamante llegan al LLNL, se retira el núcleo de carburo de silicio y se utiliza un diminuto tubo de vidrio para llenar la esfera hueca con deuterio y tritio, ambos isótopos de hidrógeno, que originan la reacción de fusión. Alrededor de esta cápsula se sitúa una cámara de oro y uranio empobrecido que, a su vez se sitúa en un cilindro de aluminio. El potente rayo láser impacta sobre la cápsula con una energía superior a los 2.000.000 de julios (unos 550 Wh) para producir la ignición.

EL AMONÍACO PUEDE JUGAR UN IMPORTANTE PAPEL EN EL USO DEL HIDRÓGENO

REVISTA DYNA ENERGÍA — Wed, 08 Mar 2023 00:00:00 +0100

Entre ellas son el transporte y/o la distribución la que ha supuesto esfuerzos de investigación para jugar un papel importante en ese vector energético.
A diferencia del hidrógeno, gas que necesita amplios espacios para almacenaje y grandes presiones para que su transporte sea económicamente viable, el amoníaco es fácil de almacenar y transportar. Es la base de fertilizantes, pero también es portador de hidrógeno y, como puede licuarse a una temperatura asequible (-33ºC), su contenido volumétrico de hidrógeno es bastante mayor que el hidrógeno comprimido a 700 atmósferas. Cuando se separa el hidrógeno del amoníaco, tampoco se obtienen gases de efecto invernadero, como ocurre cuando se obtiene del gas natural (CH4).
Por esa razón se ha pensado que si el hidrógeno obtenido por electrolisis del agua con energía renovable se utiliza para producir hidrógeno, se convierte en un medio de fácil almacenaje y/o transporte. Sin embargo, el amoníaco no es un combustible en sí mismo, pero sí puede dividirse en hidrógeno y nitrógeno en reactores de craqueo con catalizadores adecuados. Con un craqueo parcial, la mezcla amoníaco, nitrógeno e hidrógeno puede ponerse en combustión, por ejemplo, para quemadores de hornos o para motores de buques. Si se llega a la separación total, el hidrógeno obtenido se puede utilizar en pilas de combustible para la generación eléctrica.
Con este fin, investigadores del Instituto Fraunhofer IMM (Microengineering and Microsystems) han desarrollado un nuevo tipo de reactor para el craqueo del amoníaco, denominado AMMONPAKTOR, con una reducción de tamaño del 90% y una mejora del rendimiento que llega al 90%, frente al 70% de los reactores convencionales. El reactor de craqueo de segunda generación, actualmente en proceso de fabricación, con un caudal de 25 kg/hora de amoníaco, puede producir 70 kg de hidrógeno diariamente. Esto permitiría una distribución de amoníaco a puntos de recarga de hidrógeno que lo suministraría a los vehículos una vez craqueado en el mismo punto.

BUSCANDO LA DESCARBONIZACIÓN DEL CEMENTO

REVISTA DYNA ENERGÍA — Mon, 27 Feb 2023 00:00:00 +0100

Dadas las características de los procesos y la dificultad de modificarlos de forma económica, son escasas las acciones puestas en marcha para reducirlas y en su mayor parte han sido propuestas de captación, como la ya citada anteriormente en estas noticias (ver https://www.revistadyna.com/noticias-de-ingenieria/heidelberg-cement-pone-en-marcha-su-proyecto-leilak-2-de-captura-de-carbono).
Sin embargo, el escaso avance de los procesos CCS (Carbon Capture and Storage), especialmente cuando las emisiones se producen como mezcla indiscriminada de gases de combustión, ha ido llevando a un progresivo abandono de este enfoque en la industria cementera, que soporta mal cualquier costo suplementario al de su producción.
A pesar de ello, un grupo de organizaciones, liderado por el Materials Processing Institute de la Universidad de Cambridge (UK), se propone desarrollar el Proyecto C2Z (Cement 2 Zero) para conseguir la obtención de cemento sin emisiones de CO2, en forma de escoria de hormo eléctrico de arco, es decir realizar simultáneamente la recuperación del acero procedente de chatarras con la fabricación de cemento en forma de escorias líquidas formadas con residuos de material de derribo de obras sobre el contenido de acero en el horno.
Este proyecto, con una duración de dos años, se ha iniciado en el Material Processing Institute con un horno de inducción de 250 kg antes de ser trasladado a un horno de arco de 6 T, donde se probará y desarrollará antes de ser llevado a escala industrial. Esta se realizaría en los grandes hornos de CELSA en Cardiff.
El llamado Cemento Eléctrico Cambridge, obtenido por el enfriamiento rápido de la escoria obtenida por fusión de residuos de demoliciones sobre acero fundido, puede reemplazar al “klinker” para cemento portland obtenido por los medios convencionales y sería probado en una construcción real. Este proceso unifica la recuperación de dos elementos, cemento y acero, que, hoy día, suponen una elevada proporción de las emisiones de CO2 que pueden eliminarse si se trabaja con electricidad renovable.

UN MOTOR MTU SUPERA LAS PRUEBAS DE FUNCIONAMIENTO CON 100% DE HIDRÓGENO

REVISTA DYNA ENERGÍA — Wed, 01 Feb 2023 00:00:00 +0100

A finales del pasado año ya presentamos en estas noticias (ver https://www.revistadyna.com/noticias-de-ingenieria/los-combustibles-de-aviacion-sostenibles-y-motor-a-hidrogeno-de-rolls-royce) los ensayos realizados en el Reino Unido con un motor turbohélice AE 2100-A y la intención de continuarlos en vuelo sobre un business jet. Ahora ha sido en Alemania con un motor de 12 cilindros en V de la serie 4000 fabricado por la empresa MTU, que está integrada en el grupo Rolls-Royce.
Estos motores se utilizan habitualmente conectados a un alternador para la generación eléctrica en lugares aislados o en como medio de emergencia, utilizando diferentes tipos de combustible, diésel, gas natural o HVO (Hydrotreated Vegetable Oil) y con potencias que para este tipo de 12 cilindros está en poco más de 1.500 kW. Durante las pruebas con hidrógeno, el motor, convenientemente adaptado, mostró muy buenas características de funcionamiento, rendimiento, combustión y, lógicamente, de emisiones, funcionando durante varios meses en modo cero carbono.
La primera instalación con estos motores se llevará a cabo para el proyecto enerPort II del puerto fluvial de Duisburgo sobre el Rin, enfocado a disponer de suministro de energía climáticamente neutro en un nuevo terminal de contenedores. Las necesidades de calor y electricidad serían cubiertas por motoalternadores MTU 4000 a hidrógeno, con 2 MW de potencia instalada y sistemas de pilas de combustible, también MTU, para 1,5 MW de potencia instalada. Este complejo se propone entrar en funcionamiento el año 2024.

Fusión Nuclear en National Ignition Facility

REVISTA DYNA ENERGÍA — Fri, 20 Jan 2023 00:00:00 +0100

Según el comunicado del NIF, el 5 de diciembre, un equipo del citado instituto llevó a cabo el primer experimento de fusión controlada en la historia, consiguiendo producir más energía que la necesitada para su producción a base de rayos láser de gran potencia.
El experimento sobrepasó el umbral de fusión (el punto a partir del cual la fusión nuclear se autoalimenta por sí sola) en base a 192 rayos láser instalados en la cámara del National Ignition Facility que liberaron 2,05 megajulios (MJ) sobre una pequeña célula de combustible compuesta de deuterio y tritio, obteniendo una salida de 3,15 MJ. de energía de fusión.
Con este experimento se ha demostrado por primera vez una de las bases científicas más fundamentales para la fusión inercial de energía (IFE). Este éxito abre una primera puerta del largo camino hacia la consecución de una energía limpia que permita eliminar la actual dependencia de los combustibles fósiles, aunque es evidente que tenemos por delante un largo camino que nos permita controlar y comercializar esta nueva energía
“Durante más de cien años, hemos desarrollado un conocimiento teórico muy importante sobre fusión nuclear, pero el camino desde el conocimiento hasta su aplicación, es largo y difícil. Sin embargo, el hito de hoy, nos demuestra que se puede lograr con perseverancia” en palabras del dr. Arati Prabhakar, Principal asesor del Presidente, y Director de la oficina de la Casa Blanca de Política de Ciencia y Tecnología.

CADA VEZ MÁS CERCA DE LOS 20 MW

REVISTA DYNA ENERGÍA — Fri, 20 Jan 2023 00:00:00 +0100

En ese momento, era la constructora danesa VESTAS la que había presentado oficialmente su proyecto V236 para instalación offshore con un aerogenerador de 15 MW de potencia nominal, aunque fue el Haliade-X, diseñado por la francesa Alstom pero explotado por adquisición por GE, el que alcanzó primero los 14 MW en un prototipo montado en el puerto de Rotterdam.
Poco tiempo después, en octubre de ese mismo año, publicamos, también en nuestras noticias que China no solo no estaba al margen de esta carrera, sino que se adelantaba obteniendo la empresa MingYang Smart Energy, con base en Guangdong, la certificación DNV y CGC (China General Certification Center) para su plataforma de 15 MW, escalable hasta los 16 MW (ver en https://www.revistadyna.com/noticias-de-ingenieria/la-potencia-nominal-de-aerogeneradores-ha-superado-15-mw).
Pero las últimas informaciones de la empresa del mismo país, la China State Shipbuilding Corporation (CSSC) de Haizhuang, anuncian que están construyendo un aerogenerador aún mayor, con una potencia máxima de 18 MW y un rotor de tres palas de 260 m de diámetro. Al ser la CSSC un astillero, toda la pesada góndola conteniendo mecanismos, generador y equipos eléctricos y de control, así como los álabes, no necesitan transporte terrestre para ser situados en muelle y facilitar el embarque a destino de ubicación off-shore. El vídeo que han colocado en la web mostrando las operaciones de montaje en taller (https://www.youtube.com/watch?v=6670vZB6tis) resulta realmente impactante.
Queda por tener una comprobación práctica de la utilización de estos equipos en parques eólicos reales. Tanto la V236 como la Haliade X están generando energía de sus prototipos, pero no sabemos aun de proyectos de parques que las utilicen. El hermetismo chino sobre la evolución de proyectos no nos permite aun dar las perspectivas de un empleo futuro para estos proyectos.

ALMACENAJE DE ENERGÍA EN CENTRALES DE CARBÓN CERRADAS

REVISTA DYNA ENERGÍA — Wed, 28 Dec 2022 00:00:00 +0100

El camino hacia la descarbonización pasa decididamente por la generación renovable, mayoritariamente solar y/o eólica, pero debido por una parte a la inestabilidad de ambas y por otra a la necesidad de aprovechar al máximo todos sus períodos de generación, aunque no exista demanda, es necesario establecer, para cada caso, un sistema de almacenaje adecuado a los posibles períodos de ausencia de generación cuando no hay demanda y de falta de demanda cuando puede haber generación.
Existen numerosas tecnologías para diseñar este almacenaje dependiendo tanto de las características de cada parque generador como del objetivo que se desee cubrir: el más utilizado hoy en día es el de bloques de baterías ion-Li, de los que se llega a alcanzar potencias de almacenaje de 1.200 MWh con posibilidades de entrega a la red de 300 MW (California – EE.UU.). Sin embargo, ante el elevado coste de estas instalaciones, Hyme Energy propone aprovechar los equipos disponibles en esas centrales cerradas, como las calderas, turbinas de vapor y alternadores, incorporando un sistema de almacenaje de la energía en sales fundidas.
La energía a almacenar calienta en un tanque sales de sodio a unos 700º que, en el momento de ser necesario, se bombean a la caldera para la producción de vapor y energía, retornando a otro tanque a otro tanque a unos 350º del que se van pasando al primero. El mayor problema que se ha debido superar es el de la corrosión en los circuitos de circulación de la sal fundida, utilizando la experiencia que previamente ha desarrollado la empresa Seaborg para unidades nucleares que aplican el mismo sistema de generación con sales fundidas.
La primera instalación piloto que Hyme Energy va a poner en marcha será relativamente pequeña y se inaugurará en 2024 en la isla danesa de Bornholm, que disponía de una central de carbón, sustituida por aerogeneradores. Almacenará hasta 20 MWh de energía, con una potencia máxima de devolución a la red de alrededor de 1 MW. Una vez que esté operativa y probada, Hyme Energy tiene previsto ampliar sus proyectos con posibilidad de plantas capaces de almacenar entre 200 MWh y 10 GWh, con posibilidades de descarga adecuadas a la duración de los períodos necesarios. Siempre con la base de la central eléctrica en la que se implante.

LA UE PLANTEA LOS OBJETIVOS PARA LAS EMISIONES DE COCHES Y FURGONETAS

REVISTA DYNA ENERGÍA — Mon, 28 Nov 2022 00:00:00 +0100

A la espera de la legislación definitiva se determinaron:

Un objetivo de reducción de las emisiones de CO2 del 55% para los coches nuevos y del 50% para las furgonetas nuevas para 2030 en comparación con los niveles de 2021.
Un objetivo de reducción del 100% de las emisiones de CO2 tanto para los coches nuevos como para las furgonetas para 2035.

El acuerdo incluye un comentario sobre los combustibles neutros en cuanto a que, tras consultar a las partes interesadas, la Comisión presentará una propuesta para la matriculación de vehículos que funcionen exclusivamente con combustibles neutros en cuanto a emisiones de CO2 después de 2035, de conformidad con la legislación de la UE, de acuerdo con el objetivo de neutralidad climática.
Además, el acuerdo incluye un refuerzo de otras disposiciones de la normativa, como la reducción del tope de créditos de emisión que los fabricantes pueden recibir por las innovaciones que reduzcan de forma verificable las emisiones de CO2 en carretera, hasta 4 g/km por año desde 2030 hasta 2034 (actualmente está fijado en 7 g/km por año).
La Comisión desarrollará también para 2025 una metodología común en la UE para evaluar el ciclo de vida completo de las emisiones de CO2 de los coches y furgonetas comercializados, así como de los combustibles y la energía consumidos por estos vehículos. Basándose en esta metodología, los fabricantes podrán, de forma voluntaria, informar a la Comisión sobre las emisiones del ciclo de vida de los nuevos vehículos que comercialicen. El acuerdo mantiene una excepción para los fabricantes de pequeño volumen hasta finales de 2035.
Esta propuesta de revisión de las normas para las emisiones de CO2 de coches y furgonetas forma parte del total presentado por la Comisión Europea el 14 de julio de 2021. Se pretende que la UE reduzca sus emisiones netas de gases de efecto invernadero en al menos un 55% de aquí a 2030 en comparación con los niveles de 1990 y logre la neutralidad climática en 2050.
Todo ello supone un fuerte impulso para el desarrollo del coche eléctrico como alternativa mayoritaria, tanto en lo que respecta a su fabricación como a la de sus componentes y de la infraestructura de recarga. Sin embargo, queda en el aire la posible continuidad de la tecnología de combustión interna utilizando “combustibles neutros”, es decir lo que se conoce como sustainable fuels, respecto a su tipo y/o procesos de su producción.

BATERÍAS EN ESTADO SÓLIDO DE CREACIÓN ALEMANA

REVISTA DYNA ENERGÍA — Wed, 23 Nov 2022 00:00:00 +0100

Con el nombre comercial de CERENERGY®, consiste en un tubo de cerámica con una microestructura que permite la transferencia de iones sodio, la misma función que el electrolito líquido hace en una batería de iones de litio. El tubo de cerámica se rellena con gránulos catódicos compuestos por cloruro sódico y níquel, garantizando el contacto entre los gránulos y el tubo cerámico electrolítico con un medio de cloruro de aluminio y sodio. El tubo cerámico se aloja en un recipiente también tubular de acero que hace las veces de terminal negativo. Las lengüetas de los terminales positivo y negativo están instaladas en la parte superior de la célula para la transferencia de electrones y la conexión con otras células. Cada célula funciona a 2,58 V y el pack de 40 células forman un módulo con una capacidad de 10KWh y 100 Ah.
Otra característica de esta batería es que no contiene grafito ni cobre en el ánodo, de hecho, no hay ánodo y sólo se forma durante el proceso de carga como una película de sodio entre el recipiente tubular de acero y el borde exterior del electrolito tubular cerámico: este sodio se consume durante el proceso de descarga de la batería volviendo al cátodo interior.
La aplicación práctica de estas baterías está en el almacenaje masivo de energía, debido a su bajo costo, menor degradación, comprobada hasta en 700 ciclos y mayor vida, superior a los 15 años. Tienen una buena energía específica de 110-139 Wh/kg, pueden operar entre los -20°C y los +60°C de temperatura ambiente. Aunque llega a alcanzar los 300°C de operación interna, los packs están aislados para poder ser manipulados manualmente. No presentan ninguna posibilidad de explosión, inflamación ni emisión de gases tóxicos, y son resistentes al agua u otros contaminantes externos. La ausencia de cobalto o litio las hace estables a las variaciones de suministro.
Fraunhofer IKTS ha formado una joint venture con la empresa ALTECH para crear una planta capaz de fabricar 1.666 bloques anuales de 60 kWh (100 MWh) con un costo aproximadamente la mitad que el equivalente de ion-Li. Un desarrollo posterior, según la evolución del mercado, podría estar en una fabricación anual de 1GWh.

Se entrega el primer carguero del mundo equipado con el "Wind Challenger"

REVISTA DYNA ENERGÍA — Wed, 16 Nov 2022 00:00:00 +0100

Se espera que la introducción del Wind Challenger reduzca las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en aproximadamente un 5% en un viaje Japón-Australia y en un 8% en un viaje Japón-Costa Oeste de América del Norte, en comparación con un buque convencional del mismo tipo, y contribuya a frenar las emisiones de GEI durante el transporte marítimo de combustible.
El Wind Challenger es un sistema, desarrollado principalmente por MOL y Oshima Shipbuilding, que utiliza una vela dura telescópica que aprovecha la energía del viento para propulsar el buque. Al instalar el sistema, es posible reducir la cantidad de combustible utilizado para su funcionamiento, lo que se espera que reduzca el impacto ambiental y mejore la eficiencia económica.
Además del Shofu Maru, el Grupo MOL ya ha decidido construir un segundo granelero equipado con el Wind Challenger.

Ingenieros fabrican hidrógeno verde a partir del aire

REVISTA DYNA ENERGÍA — Wed, 09 Nov 2022 00:00:00 +0100

Las pruebas del prototipo de electrolizador de aire directo durante 12 días consecutivos demostraron que podía producir casi 750 litros de hidrógeno al día de media por metro cuadrado de electrolizador. Li y sus colegas publicaron los detalles en la revista Nature Communications.
El hidrógeno ofrece la oportunidad de una energía limpia y sin emisiones, y la economía del hidrógeno ha cobrado impulso en los últimos años gracias al aumento de la financiación y a las mejoras tecnológicas. Pero la mayor parte del hidrógeno que se produce hoy en día en el mundo se sigue obteniendo a partir de gas natural o carbón. El hidrógeno verde procedente de la electrólisis es todavía una tecnología incipiente debido a la necesidad de electrolizadores a gran escala.
Muchos equipos están trabajando en formas alternativas de producir hidrógeno verde. Los dispositivos de separación de agua por energía solar, por ejemplo, utilizan fotocatalizadores, que absorben la luz solar para dividir el agua en hidrógeno y oxígeno, pero tienen baja eficiencia de conversión de energía solar en hidrógeno, de sólo el 1%. Para superar la necesidad del agua dulce, se ha intentado producir hidrógeno a partir de aguas salinas y salobres, pero los dispositivos tienen que lidiar con la contaminación y el cloro como subproducto.
Li y sus colegas decidieron utilizar la humedad del aire como fuente de agua. En todo el mundo hay casi 13 billones de toneladas de agua en el aire en todo momento, e incluso los entornos secos, como la extensa región del Sahel en África, tienen una humedad relativa media del 20%.
Para aprovechar esa humedad, los investigadores empaparon una esponja o espuma con un líquido electrolítico que absorbe el agua y la intercalaron entre dos electrodos. "El agua extraída por el electrolito se transporta espontáneamente a los electrodos por fuerza capilar y se electroliza en hidrógeno en el cátodo y en oxígeno en el ánodo", explica Li. "Todo el proceso es pasivo y no intervienen piezas móviles ni mecánicas".
Los investigadores demostraron el uso tanto de paneles solares como de una pequeña turbina eólica para alimentar el módulo. Probaron el prototipo tanto en el interior como en el exterior en el caluroso y seco verano de Melbourne. La eficiencia de conversión de energía solar en hidrógeno del dispositivo es superior al 15%, afirma Li.
Para las pruebas en exteriores, conectaron cinco electrolizadores en paralelo, que, alimentados con energía solar, produjeron 745 L de hidrógeno por metro cuadrado al día, suficiente para calentar una casa. También dejaron que el prototipo funcionara solo durante ocho meses para demostrar su durabilidad.
El prototipo tiene ahora mismo sólo unos pocos centímetros cuadrados de superficie. Pero a lo largo del próximo año, con la financiación de los inversores, el equipo planea fabricar electrolizadores más grandes, con áreas de electrodos de 10 metros cuadrados. También están mejorando la receta del electrolito para aumentar aún más la eficiencia energética y la producción, dice.
Tanto la eficiencia como la producción no deberían verse afectadas cuando se amplíe el dispositivo. Pero el principal reto al que se enfrenta el equipo es encontrar los materiales adecuados para el electrolizador.

LIMPIEZA SIN AGUA DE LOS PANELES SOLARES

REVISTA DYNA ENERGÍA — Wed, 02 Nov 2022 00:00:00 +0100

Por otra parte, el agua proyectada a presión en forma de espray debe ser muy limpia y sin exceso de sales para evitar la formación de depósitos tras el secado.
Para la actual limpieza del polvo que se va depositando en los paneles existentes en todo el mundo se estima que es preciso emplear alrededor de 45,5 millones de metros cúbicos de agua anuales. La limpieza en seco también sería posible, pero, aparte de la mayor cantidad de mano de obra que precisaría, se corre el riesgo de dañar las superficies con el polvo abrasivo arrastrado en la limpieza. Por eso, investigadores del MIT han desarrollado un método de limpieza sin agua para la eliminación del polvo, pero también sin contacto con las superficies de los paneles.
El nuevo sistema sólo requiere que un electrodo, barra o placa metálica electrificada, pase por encima del panel, produciendo un campo eléctrico que cargue a las partículas de polvo a su paso. Una carga opuesta aplicada a una capa transparente conductora de unos 5 nanometros que lleve depositada la cubierta de cristal del panel solar repele entonces las partículas, elevando el polvo sobre la superficie, que puede ser eliminado por una corriente de aire. La humedad atmosférica favorece, incluso, esta operación, que puede también automatizarse para cada uno de los paneles. Además, al no haber contacto, no hay consumo eléctrico apreciable.
Esta operación que se ha definido en laboratorio en cuanto a todos los parámetros de voltaje (12 V) e intensidades en el electrodo y en la cubierta transparente, así como las velocidades óptimas de trabajo, ha sido publicada en Science Advances con el título Electrostatic dust removal using adsorbed moisture–assisted charge induction for sustainable operation of solar panels. El crecimiento que se espera de los paneles solares instalados en grandes áreas de terreno lejos de los núcleos habitados y sin posibilidades de disponer de agua apropiada para la limpieza, puede hacer interesante la industrialización de este dispositivo.

UNA BATERÍA RECARGABLE DE SALES FUNDIDAS ALMACENA ENERGÍA A LARGO PLAZO

REVISTA DYNA ENERGÍA — Thu, 20 Oct 2022 00:00:00 +0200

Los investigadores del Pacific Northwest National Laboratory (PNNL), un laboratorio nacional del Departamento de Energía situado en Richland (Washington), están desarrollando una batería que podría resolver este problema. En un artículo publicado recientemente en Cell Reports Physical Science, demostraron cómo la congelación y descongelación de una solución salina fundida crea una batería recargable que puede almacenar energía de forma barata y eficiente durante semanas o meses. Esta capacidad es crucial para que la red eléctrica de Estados Unidos deje de utilizar combustibles fósiles que liberan gases de efecto invernadero y se oriente hacia las energías renovables. El presidente Joe Biden se ha fijado como objetivo reducir las emisiones de carbono de Estados Unidos a la mitad para 2030, lo que requerirá un gran aumento de la energía eólica, solar y otras fuentes de energía limpia, así como formas de almacenar la energía que producen.
La mayoría de las baterías convencionales almacenan la energía en forma de reacciones químicas a la espera de que se produzcan. Cuando la batería se conecta a un circuito externo, los electrones viajan de un lado a otro de la batería a través de ese circuito, generando electricidad. Pero incluso cuando la batería no está en uso, los iones se difunden gradualmente a través del electrolito. Cuando esto sucede durante semanas o meses, la pila pierde energía. Algunas baterías recargables pueden perder casi un tercio de su carga almacenada en un solo mes.
El electrolito está formado por una solución salina que es sólida a temperatura ambiente, pero que se convierte en líquido cuando se calienta a 180 grados Celsius. Cuando el electrolito es sólido, los iones quedan bloqueados, lo que impide la autodescarga. Sólo cuando el electrolito se licua, los iones pueden fluir por la batería, permitiendo que se cargue o descargue.
Crear una batería que pueda resistir ciclos repetidos de calentamiento y enfriamiento no es poca cosa. Las fluctuaciones de temperatura hacen que la batería se expanda y se contraiga, y los investigadores tuvieron que identificar materiales resistentes que pudieran tolerar estos cambios.
El resultado es una batería recargable fabricada con materiales relativamente baratos que puede almacenar energía durante largos periodos
La tecnología podría ser especialmente útil en un lugar como Alaska, donde la luz solar casi constante del verano coincide con índices relativamente bajos de uso de energía. Una batería capaz de almacenar energía durante meses podría permitir que la abundante energía solar del verano cubriera las necesidades eléctricas del invierno. Lo que resulta tan atractivo de la batería de congelación y descongelación es esa capacidad de cambio estacional.
Calentar la batería puede ser un reto, especialmente en lugares fríos. Incluso en condiciones suaves, el proceso de calentamiento requiere una energía equivalente a entre el 10 y el 15 por ciento de la capacidad de la batería. En fases posteriores del proyecto se estudiarán formas de reducir los requisitos de temperatura e incorporar un sistema de calefacción en la propia batería. Esta característica simplificaría la batería para el usuario y podría hacerla apta para el uso doméstico o a pequeña escala.

VUELVEN LOS AEROGENERADORES DE EJE VERTICAL (VAWT)

REVISTA DYNA ENERGÍA — Wed, 19 Oct 2022 00:00:00 +0200

Este diseño, inicialmente situado en tierra firme, formando parques con notables cantidades de elementos, se ha trasladado a áreas marinas (offshore) de profundidad reducida, es las que es posible la cimentación y fijación al fondo marino, de forma similar a la practicada en tierra.
Es cuando ha sido necesaria la instalación de esos aerogeneradores en zonas marinas de mayores profundidades y se precisa que el soporte de los mismos sea un artefacto flotante, cuando se está comprobando el considerable mayor costo, no solo del artefacto citado, sino de los medios y operaciones de anclaje, de implantación del aerogenerador y del posterior mantenimiento. Es en estos momentos cuando se han vuelto a considerar las eventuales ventajas de los VAWT a pesar de las desventajas que fueron causa de su marginación.
A pesar de, entre otras, la desventaja básica de un rendimiento muy inferior, es evidente que las VAWT tienen un costo más reducido, son más fáciles de flotar y anclar en aguas profundas, los generadores se sitúan en la plataforma inferior con lo que mejora la estabilidad y su mantenimiento es más asequible. Es en los modelos clásicos, tipo Savonius o tipo Darrieus en los que se han centrado las investigaciones, sobre todo en este segundo del que presentamos algunas recientes.
El Laboratorio Nacional Sandia (EE.UU.) propone un tipo de álabes curvos flexibles que se mantienen en posición por medio de cables de tensión regulable automáticamente, por la que se adaptan a las condiciones del viento en cada momento. Sandia ha validado
por simulación modelos hasta 34 m de altura y piensa avanzar el diseño constructivo.
Las empresas suecas Sea Twirl, junto con Westcon, después de probar un prototipo de 30 kW durante siete años (ver imagen de cabecera) va a construir e instalar en la costa noruega un equipo de álabes rectos con 1 MW de potencia, con 55 m de altura y que es capaz de mantener la generación hasta vientos de 90 km/h y soportar huracanes de clase 2 (180 km/h).
La empresa noruega WWW (World Wide Wind) da un paso más para superar el rendimiento habitual y propone un sistema de generación contra-rotatorio, con dos niveles de álabes que giran en sentido contrario y mueven respectivamente el estator y el rotor del generador en sentido opuesto. Junto con un nuevo diseño de los álabes que no han desvelado, asegura. ser capaces de llegar a aerogeneradores de hasta 40 MW. Actualmente han probado un primer prototipo de 400 W, el próximo año piensan llegar con otro a los 30 kW y en 2024 se proponen alcanzar los 640 kW.
También es una ventaja para parques offshore con gran número de elementos es que los VAWT pueden situarse mucho más próximas entre sí, por no afectar tanto cada una de ellas en las demás, como sí sucede con los HAWT.

BATERIAS DE CINC

REVISTA DYNA ENERGÍA — Wed, 19 Oct 2022 00:00:00 +0200

Las empresas han establecido su objetivo de apoyar la creciente cartera de proyectos de almacenamiento de energía solar e independiente de Pine Gate en todo Estados Unidos. En la actualidad, Pine Gate tiene más de 1 GW de activos solares en funcionamiento en el país y más de 16 GW en desarrollo activo.
Urban Electric Power, por su parte, cuenta con una fábrica de ensamblaje de baterías en Pearl River, Nueva York, y suministra tanto a hogares como a clientes comerciales a través de su etiqueta Ohm, y a proyectos de infraestructura a escala de servicios públicos a través de su etiqueta Zeus.
La pila alcalina de zinc y dióxido de manganeso de la empresa ha sido desarrollada desde 2012 por investigadores del City College de Nueva York. Se considera segura contra el fuego para instalaciones interiores en las ciudades, ya que no está sujeta al desbordamiento térmico, un problema común en las baterías de iones de litio.
También se considera más respetuosa con el medio ambiente que sus homólogas de litio, ya que no contiene el metal blanco, cobalto o plomo.
La batería ha sido probada y demostrada para usos a gran escala, como en el Centro de Supercomputación de San Diego, y en ubicaciones comerciales e industriales para ofrecer energía de reserva y almacenamiento de energía integrable en la red eléctrica.

LA PRIMERA UNIDAD EUROPEA OFFSHORE PARA LA PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO VERDE

REVISTA DYNA ENERGÍA — Wed, 19 Oct 2022 00:00:00 +0200

La empresa LHYFE desarrolladora de la unidad montada en la plataforma flotante Sealhyfe, ya ha probado otras varias onshore para efectuar la electrolisis con energía suministrada por generadores eólicos o parques solares fotovoltaicos. En este caso trabajará con un aerogenerador flotante situado en su proximidad y la capacidad de producción, con ese aerogenerador en marcha estable será de 440 kg de hidrógeno en 24 horas.
Antes de ser fondeada en su posición definitiva llevará a cabo durante seis meses pruebas en el muelle del puerto de Saint-Nazaire, para obtener las primeras mediciones de referencia y probar todos los sistemas (de desalinización y refrigeración, comportamiento a flote, control remoto, gestión energética, resistencia a las condiciones ambientales, etc.). La unidad de filtración del agua potable utilizada está diseñada para su uso en los entornos marinos más extremos y funciona con más del 99% de eliminación de partículas de agua de 2,5 micras.
Tras esta primera etapa, Sealhyfe pasará un periodo de doce meses más frente a la costa atlántica. Se instalará a menos de un kilómetro del citado aerogenerador flotante y se fijará al fondo mediante un sistema de anclajes, unida a una conexión submarina para la transmisión de datos sobre la utilización energética y la producción de hidrógeno.
Al final de estos ensayos, Sealhyfe dispondrá de una importante información, que debería permitirle, a partir de 2024, diseñar sistemas de producción en alta mar maduros y desplegar tecnologías sólidas y probadas a gran escala. Estas comprenden la transformación de la electricidad generada por aerogeneración, el bombeo, desalinización y filtración del agua y la hidrólisis para obtener hidrógeno y su almacenaje. Todo ello de forma automática, por realizarse sin más operadores que los de eventuales mantenimientos. DNV ha realizado los correspondientes análisis energéticos y de gestión de riesgos, y todo el proceso será supervisado por la Escuela Central de Ingeniería de Nantes.

EL DISEÑO DEL PEQUEÑO REACTOR NUCLEAR DE NuScale POWER RECIBE LA APROBACIÓN DE LA NUCLEAR REGULATORY COMMISSION AMERICANA

REVISTA DYNA ENERGÍA — Mon, 12 Sep 2022 00:00:00 +0200

Las más recientes (https://www.revistadyna.com/noticias-de-ingenieria/eeuu-parece-apostar-por-pequenos-reactores-modulares-smr y https://www.revistadyna.com/noticias-de-ingenieria/proyecto-de-planta-mixta-nuclear-eolica-generacion-de-hidrogeno-verde-en-reino-unido) presentan los avances de uno de sus proyectos, el norteamericano denominado NuScale, aunque varios otros, como el proyecto TerraPower (Bill Gates), los de otras varias organizaciones americanas o el de Rolls-Royce, además del inevitable en China, tratan de abrirse camino por la compleja ruta hasta la construcción de un prototipo primero y de la comercialización en serie posterior.

También las tecnologías propuestas son diversas y comprenden modelos con empleo de sales fundidas, agua a presión o agua ligera, así como distintos medios de implantación, aunque predominando los semisubterráneos, siempre con la afirmación de una seguridad mucho mayor que las centrales existentes, incluso en las circunstancias más adversas. Los objetivos de su instalación son igualmente variados, dado su reducido nivel de generación, predominando su interés como generador en localizaciones aisladas o insulares, para la producción de hidrógeno verde, respaldo de grandes parques solares o eólicos, etc. Es argumento a su favor que la sencillez del diseño monobloc de la unidad y su fabricación en serie con partes totalmente acabadas listas para montaje e instalación, permitiría costos competitivos y plazos cortos.

De todos los proyectos en marcha, es el citado NuScale, de agua ligera, el que ha dado un paso importante al conseguir a primeros de agosto el certificado de aprobación por la Nuclear Regulatory Commission (NCR) americana, significando que puede procederse a la construcción e instalación de un prototipo en el país. Aseguran que la realización de la primera central sería para el Carbon Free Power Project en el Departamento de Energía del Laboratorio Nacional de Idaho (EE.UU.).

La unidad modular de NuScale, tiene un diámetro de 2,7 m, una altura de 20 m y un peso de 590 T. Dividido en tres segmentos admite cualquier tipo de transporte. El vapor producido en la unidad es capaz de generar 77 MW y una central puede contener entre 4 y 12 unidades, lo que supondría potencias entre 308 y 924 MW con una vida prevista para 40 años. Es en Corea del Sur donde probablemente se realicen los trabajos de fabricación de estas unidades.

La central se sitúa semienterrada y las unidades semisumergidas en agua, siendo el combustible uranio-235 enriquecido al 4,95%. Las cargas de combustible tendrían una duración de 24 meses. Se prevé que las pruebas para la primera central se realicen en 2029 y la generación de energía en 2030.

¿Será este medio un proceso relevante de transición energética “carbon free” hasta un eventual dominio de la fusión nuclear a finales del siglo XXI?

HACIA LA UTOPÍA DE ELIMINAR EL CO2 DEL AIRE

REVISTA DYNA ENERGÍA — Mon, 12 Sep 2022 00:00:00 +0200

A finales de 2021 había en el mundo unas 20 plantas experimentales o piloto de diferentes capacidades y sistemas de captación, desde 0,01 a 1 MT anuales. DYNA ya se ha hecho eco en esta sección (https://www.revistadyna.com/noticias-de-ingenieria/mitsui-y-storegga-colaboran-en-captura-de-co2-directa-del-aire) de alguno de estos hechos.
Las tecnologías de captura directa del aire (DAC) extraen el CO2 directamente de la atmósfera para almacenarlo permanentemente en formaciones geológicas, para el procesado de alimentos o para combinarlo con hidrógeno y producir combustibles sintéticos. Se utilizan dos sistemas para capturar el CO2 del aire: el líquido y el sólido. El sistema líquido hace pasar el aire por soluciones químicas de aminas que lo absorben mientras se devuelve el resto del aire al medio ambiente. Calentando esos productos químicos se separa el CO2 y se reutilizan de nuevo. El sistema sólido utiliza filtros absorbentes sólidos que se unen químicamente al CO2 dejando pasar el aire limpio. Después los filtros se calientan o se colocan al vacío, y liberan el CO2 capturado, que se envía para su almacenamiento o uso.
Cuando se fabrica combustible sintético, su utilización vuelve a generar CO2, aunque se considera que sus emisiones no son acumulables, sobre todo si se sustituye con ellos a combustibles convencionales. El problema está en que la elevada energía utilizada en la operación global debe proceder de fuentes renovables y se trata de un proceso laborioso y de elevado costo.
Recientemente, una startup americana de la Universidad de Toronto, ha propuesto superar alguno de esos inconvenientes por medio de lo que llama unidades móviles DAC de ferrocarril que utiliza el movimiento del tren en que van incorporadas para economizar entre el 30 y el 40% de la energía necesaria y las necesidades de ocupar suelo con las infraestructuras necesarias. La reversibilidad de funcionamiento las hace posible operar en cualquier dirección.
La unidad móvil va realizando, a lo largo de sus viajes, la captura del CO2, que puede ser descargado en puntos determinados donde se procedería al almacenamiento permanente o a la preparación de combustibles sintéticos. La capacidad media de estas unidades podría suponer eliminar de la atmósfera unas 6 kT de CO2 al año y una red ferroviaria dotada de estos componentes llegar a cantidades de gigatoneladas.

GreenH2Pipes aúna empresas y centros de investigación para impulsar el hidrógeno verde

REVISTA DYNA ENERGÍA — Wed, 20 Jul 2022 00:00:00 +0200

Un consorcio compuesto por 8 compañías (AMES, Estamp, Enagás, Exolum, H2Greem, H2Site, Nano4Energy y Rovalma) y 6 centros de investigación (CEIT, Centro Nacional de Hidrógeno–CNH2, CSIC, ITECAM, Tekniker y la Universidad Rovira i Virgili-URV) se ha unido en el proyecto GreenH2Pipes para fomentar la investigación y el desarrollo tecnológico necesario para impulsar la producción de hidrógeno, su transporte a través de la red gasista y su almacenamiento mediante portadores orgánicos líquidos.
Este proyecto, coordinado por Enagás y cofinanciado por el CDTI, contribuirá a facilitar la descarbonización del sistema energético y cuenta con tres líneas de trabajo independientes que abarcan toda la cadena de valor del hidrógeno: desde la generación de hidrógeno hasta su posterior inyección, transporte y almacenamiento.

Líneas de investigación
La primera línea de trabajo consiste en investigar nuevos materiales y procesos para fabricar una nueva generación de electrolizadores PEM (Proton Exchange Membrane), que permitirán reducir los costes de fabricación, al tiempo que preservan la eficiencia y durabilidad. Las empresas y centros de investigación encargados de esta fase del proyecto serán Estamp, H2Greem, Nano4Energy y Rovalma, junto con el CEIT, CNH2, CSIC, ITECAM y Tekniker.
La segunda línea de trabajo está dirigida a la eliminación de barreras para la inyección de hidrógeno en el sistema gasista. Contempla el diseño conceptual de una planta de inyección de hidrógeno, la construcción de un lazo de pruebas (HyLoop) en el Centro de Metrología e Innovación de Enagás en Zaragoza que, junto con diferentes ensayos de caracterización de materiales, permitirá ampliar el conocimiento sobre la idoneidad de las redes de gas para el transporte de hidrógeno.
Asimismo, se validarán métodos para garantizar la calidad del hidrógeno inyectado y tecnologías de separación del hidrógeno y el gas natural. Por otra parte, se desarrollará inteligencia artificial para optimizar la operación de plantas power-to-gas (instalaciones que convierten energía eléctrica en hidrógeno) y facilitar el acoplamiento sectorial entre la red eléctrica y la de gas. Esta fase del proyecto la liderará Enagás Transporte y H2Site junto a CNH2, Tekniker y la Universidad Rovira i Virgili.
La tercera y última línea de trabajo de GreenH2Pipes, que impulsarán Exolum y CNH2, consiste en el desarrollo de nuevos materiales para fabricar catalizadores que favorezcan el almacenamiento de hidrógeno en forma líquida a través de su combinación con portadores orgánicos LOHC (Líquidos Orgánicos Portadores de Hidrógeno).

Hidrógeno
El hidrógeno es el elemento más abundante en el universo, pero en la naturaleza apenas se encuentra en forma molecular, sino combinado con otros elementos, por lo que es necesario producirlo de forma artificial para su uso industrial. Es un vector energético que no produce gases de efecto invernadero y favorece la descarbonización de múltiples sectores de difícil electrificación.
La condición para que el hidrógeno sea verde es que se produzca a partir de fuentes de energía 100% renovables, como la solar o eólica, que se utilizarán para separar el agua en hidrógeno y oxígeno

Innovación para la descarbonización
El proyecto ha recibido apoyo económico público del programa Misiones Ciencia e Innovación 2021 del Centro para el Desarrollo Tecnológico Industrial (CDTI) en diciembre de 2021. Este proyecto refuerza las respectivas estrategias de descarbonización de las compañías y centros de investigación que lo impulsan y está alineada con los objetivos tecnológicos de la Estrategia Europea del Hidrógeno.

EN CAMINO DE LA UTILIZACIÓN DEL HIDRÓGENO EN LAS TURBINAS DE GAS

REVISTA DYNA ENERGÍA — Wed, 20 Jul 2022 00:00:00 +0200

Y no digamos nada sobre la incidencia de estos combustibles en la energía total empleada, en la que esos combustibles suponen nada menos que el 84,3% de la misma, por la superior incidencia en los edificios y en el transporte global.
La aparición del hidrógeno como nuevo vector energético, ha hecho intensificar los estudios para aplicarlo en diferentes escenarios. El hidrógeno presenta la dificultad de que, para ser considerado verde, la energía empleada en su obtención por electrolisis debe proceder de fuentes renovables y somos conscientes de no desponer de la suficiente para un desarrollo masivo. Por otra parte, el rendimiento de esa operación y el almacenamiento y distribución, contribuyen a no haber conseguido costes competitivos. De todas formas, son numerosas las experiencias para abordar enriquecimientos del gas natural con porcentajes cada vez mayores de hidrógeno para aplicaciones en edificios, domésticas o colectivas. Superan ya el 10%, hablándose de hasta el 25% en la actualidad.
En la generación eléctrica, el gas natural para su uso en centrales de ciclo combinado, fue considerado “energía de transición” en el camino hacia una producción sin emisiones a largo plazo. Eso suponía un incremento progresivo en el consumo de gas para ir cerrando lo más rápidamente posible centrales de carbón, mucho más contaminantes. Sin embargo, las condiciones geopolíticas sobrevenidas han hecho cambiar radicalmente este concepto y necesitan enfoque anticipados y más radicales, entre ellos un mayor impulso al hidrógeno.
En el camino a la utilización del hidrógeno en las turbinas de gas se están realizando ensayos tanto por plantas americanas como europeas, con un progresivo incremento en el contenido en hidrógeno. Se expuso como la primera turbina “híbrida” la ensayada en Italia en julio de 2020, una NovalT12 modificada con un 10% de hidrógeno. Ahora en Europa, RWE en su planta de Lingen (Alemania) se propone probar los principios ensayados en Japón por Kawasaki, para funcionar con turbinas modificadas, pero para ello ha debido disponer de una electrolisis de 100 MW alimentada por aerogeneradores del mar del Norte, que espera esté lista en 2024.
Lo más reciente, en plan experimental, ha sido el comunicado de la Universidad de Stavanger (Noruega) que ha hecho funcionar, en el mes de mayo de este año, una microturbina propia que producía energía y calor para el Centro y localidad cercana, con el 100% de hidrógeno, utilizando una metodología que incluye además los sistemas de aprovisionamiento, distribución y almacenaje del gas. Para ello ha contado con el apoyo del DLR (German Aerospace Center) que ha aportado una nueva cámara de combustión. No ha detallado las características de su tecnología ni si podría ampliarse a mayores instalaciones.

Toyota y Yamaha unen fuerzas para desarrollar un motor V8 alimentado por hidrógeno

REVISTA DYNA ENERGÍA — Tue, 19 Jul 2022 00:00:00 +0200

Los fabricantes de automóviles Toyota y Yamaha han unido fuerzas para desarrollar un motor V8 de 5.0 litros alimentado por hidrógeno.

Un motor alimentado por hidrógeno
El motor de hidrógeno no es del todo nuevo. Se basa en un modelo actualmente en uso por el Lexus RC F coupé deportivo.
Sin embargo, ha visto muchas modificaciones hechas para convertirse en una versión de hidrógeno con cambios incluidos en los inyectores, cabezales, colector de admisión y otras partes.
Se dice que el motor entrega 449bhp a 6800rpm y 398lb-ft a 3600rpm, algunas características bastante impresionantes. Las cifras son un poco más pequeñas que las del V8 original en el que se basa, pero para un motor experimental recientemente desarrollado, son más que suficientes.
Las dos compañías han tenido colaboraciones fructíferas antes. Unieron fuerzas en el V10 de 4.8 litros de 552bhp del hiperdeportivo Lexus LFA, una empresa que resultó muy exitosa.
Ahora, los fabricantes de automóviles se están centrando en alternativas más ecológicas, con motores de hidrógeno potencial de neutros en carbono, capaces de mantener la afición de muchos conductores al motor de combustión.

Una empresa de cemento limpio recauda 55 millones de dólares

REVISTA DYNA ENERGÍA — Thu, 14 Jul 2022 00:00:00 +0200

La empresa con sede en Oakland, fundada en 2019, ideó un proceso de fabricación de cemento portland sin emisión de CO2 utilizando cal procedente de roca de silicato de calcio. Este nuevo proceso también produce subproductos de magnesio capaces de absorber Co2, lo que hace que el proceso de Brimstone sea negativo en carbono, independientemente de la fuente de combustible utilizada en el horno.
El proceso Brimstone no sólo elimina las emisiones en su producción, sino que crea una oportunidad en la que la construcción podría ser un sumidero neto de carbono, pasando a ser parte de la solución climática en lugar del problema que es hoy.
Brimstone utilizará la reciente financiación para construir una planta piloto, que pretende tener operativa en 2023.