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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

ALMACENAJE DE ENERGÍA FLEXIBLE Y DE BAJO COSTE BASADO EN CO2 LÍQUIDO

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

Ya se han instalado varias plantas, como la realizada por TESLA en Australia de 100MW/129MWh en tan solo 100 días, actualmente en ampliación o la propuesta en California con 300MW/1.200MWh para sustituir a una central de emergencia a gas natural. El incremento de energías renovables de régimen no constante hace cada vez más necesario acudir a su almacenaje.
El elevado costo del empleo de baterías ha llevado a considerar otros sistemas, como por aire comprimido (https://www.revistadyna.com/noticias-de-ingenieria/un-impulso-al-almacenaje-de-energia-por-aire-comprimido) o por aire líquido (https://www.revistadyna.com/noticias-de-ingenieria/almacenaje-de-electricidad-mediante-aire-liquido) que ya hemos presentado en estas noticias, aunque al presentar diversas desventajas, no han sido en general considerados prácticamente.
Sin embargo, una empresa italiana, ENERGY DOME, asegura que su proceso de almacenaje por medio de CO2, uno de los pocos gases que puede ser licuado y almacenado, cumple todas las condiciones para ser competitivo: mitad de costo que un sistema equivalente en baterías de litio y un 75% de rendimiento en la operación conjunta de almacenaje y generación.
El proceso utiliza la energía excedente de plantas renovables, solar o eólicas, para comprimir CO2 gaseoso y, una vez licuado, almacenarlo en una cúpula (“dome”). Dadas las características de este gas, neutro y no tóxico, los materiales empleados en el proceso son totalmente comunes y la duración del almacenaje ilimitada. Cuando se produce una demanda de energía, el CO2 gas a presión se dirige a una turbina que genera la electricidad, siendo la respuesta muy rápida- En Cerdeña se ha construido una planta piloto de 2.5MW/4MWh para la puesta a punto del proceso. Se prevé que una planta de este tipo tenga una vida de unos 30 años, con gran ventaja sobre las baterías de litio. Por este proyecto, ENERGY DOME ha sido galardonada con el premio Bloomberg New Energy Finance (BNEF) Pioneers 2022.
El siguiente paso será una instalación operativa para 20MW-200MWh. Según ENERGY DOME, está preparando hasta 30 proyectos en diferentes países

Almacenamiento de energía solar con hidróxido fundido a escala de red

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

Seaborg Technologies, start-up danesa que propone diseños de reactores nucleares de sales fundidas, ha desarrollado paralelamente una tecnología de almacenamiento de energía térmica en sales fundidas capaz de almacenar grandes cantidades de energía eólica y solar intermitente.
La novedosa tecnología se concibió originalmente para su uso en el reactor nuclear avanzado de próxima generación de Seaborg, el Reactor Compacto de Sales Fundidas. Pero adquirió vida propia cuando los expertos de la empresa desarrollaron un método de control químico que mantiene a raya la corrosión por hidróxido de sodio.
El sistema de almacenamiento propuesto utiliza energía renovable para calentar la sal mediante calentadores eléctricos. Se basa en diseños de almacenamiento en sales fundidas de dos tanques desarrollados para plantas de energía solar concentrada (CSP). Tiene una capacidad de almacenamiento escalable de 250MWh a 5GWh. Se espera que una instalación de 1GWh con hidróxidos de sodio sea capaz de almacenar calor para producir energía y calor para unos 100.000 hogares durante 10 horas de descarga.
Los depósitos son capaces de almacenar el exceso de electricidad en forma de calor a 700 0C.
La alta temperatura ofrece una gran flexibilidad en cuanto a la forma de extraer la energía, incluida la producción combinada de calor y electricidad de ciclo Rankine, la conversión de calor en energía de ciclo Brayton, el almacenamiento de calor para la calefacción urbana y el calor de proceso industrial.
Los calentadores de inmersión se utilizan para almacenar el exceso de electricidad en forma de calor, mientras que las bombas controlan el flujo para descargarlo a través de intercambiadores de calor de sal a vapor para producir vapor que impulse las turbinas de vapor para la cogeneración en la configuración más sencilla. Seaborg dijo que este sistema de almacenamiento puede tener una pérdida de calor máxima de entre el 0,5% y el 1% diario y que su carga y descarga son libremente escalables.
Sus costes deberían ser entre un 30% y un 50% inferiores a los del almacenamiento convencional en sales fundidas
La primera instalación piloto de fabricación debería estar operativa en 18 meses.
Con el respaldo de la Agencia Danesa de la Energía se construirá la planta piloto en un emplazamiento de pruebas en Esbjerg (Dinamarca), una zona conocida por ser un lugar geográficamente muy favorable para la energía eólica, con grandes proyectos en alta mar ya en funcionamiento.

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.

Polonia planifica tener su primera central nuclear operativa en 2033

REVISTA DYNA ENERGÍA — Tue, 21 Jun 2022 00:00:00 +0200

La compañía pública Polskie Elektrownie Jadrowe (PEJ) ha sido la encargada de la identificación de potenciales emplazamientos para las centrales nucleares que se construirán en Polonia, del establecimiento de un calendario y del lanzamiento de la solicitud de ofertas a nivel internacional.
PEJ anunció en diciembre de 2021 que la localidad polaca de Lubiatowo-Kopalino -en la provincia septentrional de Pomerania, cerca de la costa báltica- es el emplazamiento más apropiado para la primera central, que contará con tres reactores y una potencia global de 3.750 MW. Las razones principales son la falta de una producción eléctrica estable en esa zona del país, el acceso ilimitado a agua de refrigeración y la facilidad para el transporte de equipos de grandes dimensiones por barco, y otro municipio en la misma provincia, Zarnowiec, también es posible candidato.

Compañías interesadas en la construcción
Entre las compañías que han expresado su interés en el desarrollo del programa nuclear polaco, la surcoreana Korea Hydro and Nuclear Power (KHNP) ha presentado una oferta para la construcción y la financiación de seis unidades con una potencia total de 8.400 MW. El proyecto se basa en los mismos reactores del tipo APR-1400 de 1.345 MW de potencia instalada que KHNP está construyendo en la central de Barakah en Emiratos Árabes Unidos.
La empresa estatal francesa EDF también ha presentado una oferta preliminar con reactores del tipo EPR. Un consorcio estadounidense, formado por Bechtel Corporation, Westinghouse Electric y GE Steam Power presentará también un estudio para el diseño y la ingeniería de dos centrales nucleares con tres reactores cada una de ellas.
Se estima que la elección de la tecnología se produzca a finales del año 2022, el permiso de construcción para la primera unidad sea concedido en el segundo semestre de 2025 para comenzar en 2026 y su entrada en servicio en el año 2033, poniéndose en operación el resto de las seis unidades cada dos años hasta el ejercicio 2043.
Por otra parte, el Gobierno polaco ha establecido una estrategia para ayudar a la industria local a prepararse para su participación en el proyecto y a desarrollar una cadena de suministro y procedimientos de certificación y de transferencia tecnológica, de tal forma que en la construcción del primer reactor se alcance un 40% de recursos propios.

Para la ministra del Clima y Medio Ambiente de Polonia la energía nuclear es crucial para el país
El sistema eléctrico polaco tradicionalmente se ha basado de forma mayoritaria en el carbón. El año 2021 representó cerca del 70% del total de la producción eléctrica y más del 75% de la potencia instalada. De esta forma, es uno de los países de la Unión Europea que más gases de efecto invernadero emite, que ha de reducir para cumplir con los objetivos climáticos internacionales

ENZIMA QUE SE ALIMENTA DE PLASTICO

REVISTA DYNA ENERGÍA — Tue, 14 Jun 2022 00:00:00 +0200

La contaminación por plástico está en todas partes. Aparece en forma de microplásticos que contaminan casi todo e incluso en los estómagos de las ballenas muertas. Esto se debe a que gran parte del plástico simplemente no es biodegradable y tiene una vida útil muy larga.
Investigadores de todo el mundo han ideado soluciones ingeniosas, como la reutilización del plástico en bloques de construcción e incluso su transformación en aceites útiles. Pero aun así, el problema persiste a gran escala.
Ahora, ingenieros y científicos de la Universidad de Texas en Austin han ideado una solución innovadora que podría resolver el problema. La solución adopta la forma de una variante enzimática que engulle en cuestión de horas o días los plásticos que atentan contra el medio ambiente y que suelen tardar siglos en degradarse.
Más allá de la obvia industria de la gestión de residuos, esto también ofrece a las empresas de todos los sectores la oportunidad de tomar la delantera en el reciclaje de sus productos. A través de estos enfoques enzimáticos más sostenibles, podemos empezar a vislumbrar una verdadera economía circular de los plásticos.

Resultados en tan solo 24 horas
Con el nuevo proceso, los plásticos se descomponen completamente en monómeros en tan solo 24 horas. El proyecto se centra en el tereftalato de polietileno (PET), un polímero que constituye el 12% de todos los residuos mundiales. La enzima es tan eficaz que puede funcionar incluso a temperatura ambiente, lo que la hace apta para diversos usos.
Los investigadores trabajan ahora en la ampliación de la producción de la enzima para preparar aplicaciones industriales y medioambientales. Éstas adoptarán la forma de iniciativas de limpieza de vertederos, la ecologización de industrias que producen muchos residuos e incluso la recuperación del medio ambiente. El estudio del equipo se ha publicado en la revista Nature.

EL PRIMER ÁLABE TOTALMENTE RECICLABLE DE AEROGENERADOR

REVISTA DYNA ENERGÍA — Mon, 23 May 2022 00:00:00 +0200

El pasado año ya publicamos en estas noticias los avances que bajo el proyecto europeo DecomBlades (https://www.revistadyna.com/noticias-de-ingenieria/un-proyecto-europeo-para-reciclar-alabes-de-aerogeneradores) se estaban haciendo para utilizar la pirólisis en hornos de cemento tras el troceado previo, como medio de eliminarlas.
Este medio no resulta satisfactorio mas como mal menor de los álabes fabricado por los medios actuales que resultan imposibles de reciclar y, por esta razón, se ha vuelto a lanzar otro proyecto, denominado ZEBRA (Zero wastE Blade ReseArch) donde están involucrados empresas industriales y centros de investigación como Arkema, CANOE, ENGIE, Suez, LM Wind Power y Owens Corning, con el fin de conseguir desde el diseño y la fabricación unos álabes 100% reciclables.
Los materiales actualmente empleados son composites termoestables que no tienen posibilidad alguna de reciclaje y por esa razón, el proyecto se ha dirigido a utilizar composites termoplásticos que sí pueden serlo. Para ello ha sido necesaria una investigación previa por parte de los componentes del proyecto que ha culminado con la elaboración de un prototipo, en forma de un álabe de 62 m de longitud.
El material utilizado ha sido la resina Elium (Arkema) reforzada con fibra de vidrio de alta resistencia Glass Fabrics (Owens Corning) que se supone aportará las mismas características que los composites actuales, aunque con algo menos peso y mayor durabilidad. Este material puede ser despolimerizado por reciclado químico tras su uso y la resina reutilizada en nuevos álabes o en otros productos, lo mismo que la fibra de vidrio resultante. Se han controlado, incluso, los desechos generados durante la fabricación. Eso crearía una auténtica economía circular en la producción de álabes.
El prototipo ha sido fabricado por la empresa del Grupo GE, LM Wind Power en su planta de Ponferrada (España) y, desde allí ha sido trasladada al Test and Validation Centre de la misma empresa en Dinamarca, para determinar todas las características de resistencia y durabilidad. Una vez ensayado, será sometido al proceso End Of Life de reciclaje propuesto y a finales de 2023 se hará el dictamen final con los resultados del proyecto.

AIR LUBRICATION, UNA PROPUESTA PARA REDUCIR EL COMBUSTIBLE EN LOS BUQUES

REVISTA DYNA ENERGÍA — Thu, 05 May 2022 00:00:00 +0200

De ellas, el transporte terrestre supondría una amplia mayoría, casi las tres cuartas partes, correspondería al transporte terrestre y el resto estaría dividido a partes iguales entre el transporte marítimo y el aéreo. Parece una cantidad menor, pero asciende a unos 950 millones de toneladas de CO2 anuales, aunque con la previsión de un aumento continuado y, sobre todo, con menores posibilidades de eliminación a corto plazo: no se dispone como en el automóvil de alternativa sólida en forma de electrificación de su energía.
Se han hecho varias propuestas para reducir las emisiones en el transporte marítimo, que se basan principalmente en la reducción del consumo de combustible, si no tenemos en cuenta la eliminación total de la generación eléctrica autónoma en los períodos en muelle o en fondeo, para los que se puede utilizar la electricidad de tierra por enganche en el mismo muelle o en boyas flotantes. La que parece más avanzada es la denominada AIR LUBRICACIÓN (lubricación por aire), que ha sido diseñada por varios fabricantes y aprobada por entidades de clasificación.
El Air Lubrication System de Mitsubishi fue el primer método propuesto para reducir la resistencia entre el casco del buque y en agua del mar que utiliza burbujas de aire desprendidas en la superficie plana sumergida. Aplicado a buques existentes puede economizar entre el 6% y el 9% del combustible, pudiendo situarse entre el 10% y el 15% con nuevos diseños del casco. Se basa en crear, por la emisión continuada de aire comprimido, una capa continuada de burbujas de 1 a 3 mm de diámetro en toda la superficie plana inferior del casco del buque que hace el efecto de reducir la fricción de avance con el agua mejorando la eficiencia del motor.
Este sistema, con alguna variante según el fabricante que utilice el mismo principio, se ha instalado en buques de diferentes empresas de transporte marítimo y aprobado por entidades de clasificación como Lloyd´s Register o DNV. Su instalación en buques existentes supone unas dos semanas de duración y se ha comprobado que la eficacia se mantiene cualquiera que sea el estado del mar en que se navegue.

La mejora del control técnico y de producción para construir un nuevo modelo productivo

REVISTA DYNA ENERGÍA — Fri, 29 Apr 2022 00:00:00 +0200

Por ello, las empresas, sin importar su sector, se esfuerzan cada día por incorporar Objetivos de Desarrollo Sostenible en todos sus ámbitos de proceso y producción. Gracias a empresas como https://www.es.endress.com se puede contar con la información y la tecnología necesarias para alcanzar estos objetivos. Los medidores de caudal de agua, por ejemplo, permiten sacar el máximo provecho a este recurso natural y utilizarlo como fuente de energía renovable.

La Economía Circular es uno de los objetivos marcados por muchas empresas, pero para lograrlo se requiere de una instalación e implementación de tecnología puntera para ganar en dos ámbitos fundamentales: la eficiencia y la eficacia. Algunos de estos equipos cuentan con un software desarrollado que permite hacer un seguimiento y control en tiempo real, lo cual permite ahorrar mucho en recursos energéticos y de otra índole.

Por ello, y para seguir avanzando hacia el cumplimiento de la Agenda 2030 de las Naciones Unidas, se debe prestar atención a estos puntos:

I+D+i
Se trata de la inversión en innovación con capacidad para transformar sistemas y convertir la producción en circular, siempre con la intención de perseguir el objetivo de cuidar de nuestro planeta. En este tipo de innovación se tienen en cuenta factores fundamentales como la analítica de datos, el Big data y otros avances tecnológicos para alcanzar la demanda del mercado sin desperdiciar recursos y sin aumentos de costes en el consumo ni en la producción.

Diseño sostenible
El ya conocido como ‘ecodiseño’ trata de ir a favor del equilibrio ambiental y conseguir una relación perfecta entre las necesidades de los clientes y los productos y servicios que ofrecemos, sin malgastar lo que no es necesario.

Control de residuos
Si bien el consumo que hacemos de los recursos tiene un impacto considerable en un nuevo modelo productivo, ser conscientes del daño que provocan los residuos que desechamos nos permitirá ser más responsables en cuanto a ellos.

La generación de residuos juega un papel fundamental con relación a alcanzar nuevos logros en la sostenibilidad. Los efectos de la pandemia han potenciado la necesidad de una colaboración global. ¿Cómo pueden las empresas poner su granito de arena en este punto? Haciendo uso del principio de las 3 R: reducir, reutilizar, reciclar.

Alargar la vida útil
Otra de las formas de caminar hacia un nuevo modelo productivo pasa por cuidar, revisar y mantener los equipos y la infraestructura de cada empresa con el fin de alagar la vida útil de estos. El uso eficiente influye de manera positiva en la economía de la compañía y en el medio ambiente y el planeta.
Algunas de las estrategias clave en este principio de economía circular son la reutilización de productos y sus componentes, reelaboración, remarketing, reparación, actualización y revisión.

Si cada una de las empresas del mundo pone en práctica estos principios que las guían hacia los objetivos por un nuevo modelo productivo, la Economía Circular y sostenible dejará de ser un sueño para convertirse en una realidad.

BOMBA DE CALOR DE USO DOMÉSTICO CON PROPANO COMO REFRIGERANTE Y SIN EMISIONES DE CO2

REVISTA DYNA ENERGÍA — Thu, 21 Apr 2022 00:00:00 +0200

Entre sus ventajas, puede generar agua caliente para calefacción a temperaturas de hasta 75ºC con una eficiencia energética muy elevada, algo que con las bombas de calor convencionales no es posible. El desarrollo de este equipo es fruto de tres años de colaboración entre los investigadores del Instituto Universitario de Investigación en Ingeniería Energética (IUIIE) de la Universitat Politècnica de València (UPV) y la empresa Saunier Duval perteneciente al grupo Vaillant.
Es el primer equipo comercial doméstico con emisiones cero tanto directas como indirectas. Ahora mismo, ya existen equipos que utilizan la misma tecnología, que es la aerotermia, pero no usan un fluido natural como propano. Por ello, nuestra bomba puede calentar las viviendas de forma totalmente respetuosa con el medio ambiente, sin emitir dióxido de carbono a la atmósfera. Además, su alta eficiencia energética permite calificarla como energía renovable, al bombear energía del ambiente.
Este diseño, además, puede ser instalado no solo en los edificios de nueva construcción, sino también para reemplazar calderas de gas en los edificios ya construidos. Y también permite aplicar el tratamiento anti-legionella sin necesidad de apoyos externos.
La máquina es de alta eficiencia (A+++): por cada kWh eléctrico que consume, produce 6,48 kWh de calefacción para la vivienda. Respecto a la producción de agua caliente sanitaria, por cada kWh eléctrico consumido genera 4,43 kWh.
Para conseguirlo se ha realizado un análisis sobre la mejor configuración del ciclo de compresión de vapor adaptada al refrigerante utilizado – propano –, minimizando la cantidad empleada y optimizando los parámetros de control del equipo
De cara a los próximos años, el principal reto será aumentar la eficiencia de estos equipos a bajas temperaturas ambientales y dotarlos de un sistema inteligente que permita la detección temprana de fallos o degradación de su eficiencia en el tiempo.
Desarrollan la primera bomba de calor de uso doméstico que funciona con refrigerantes naturales de nulas emisiones de dióxido de carbono
• Es el resultado del trabajo conjunto de investigadores de la Universitat Politècnica de València y la empresa Saunier Duval. Utiliza propano como refrigerante y permite calentar las viviendas sin emitir dióxido de carbono a la atmósfera
• Entre sus ventajas, puede generar agua caliente para calefacción a temperaturas de hasta 75ºC con una eficiencia energética muy elevada, algo que con las bombas de calor convencionales no es posible
Un equipo del Instituto Universitario de Investigación en Ingeniería Energética (IUIIE) de la Universitat Politècnica de València (UPV) y la empresa Saunier Duval ha desarrollado la primera bomba de calor de uso doméstico que funciona con refrigerantes que no emiten dióxido de carbono. En concreto, utiliza propano, refrigerante natural que permite obtener una alta eficiencia energética y que tiene unas emisiones equivalentes de dióxido de carbono casi nulas. El desarrollo de este equipo es fruto de tres años de colaboración entre los investigadores del IUIIE-UPV y la empresa perteneciente al grupo Vaillant.
“Es el primer equipo comercial doméstico con emisiones cero tanto directas como indirectas. Ahora mismo, ya existen equipos que utilizan la misma tecnología que la nuestra, que es la aerotermia, pero no usan un fluido natural como propano dentro de él. Por ello, nuestra bomba puede calentar las viviendas de forma totalmente respetuosa con el medio ambiente, sin emitir dióxido de carbono a la atmósfera. Además, su alta eficiencia energética permite calificarla como energía renovable, al bombear energía del ambiente”, destaca José Gonzálvez, director del área térmica del Instituto Universitario de Investigación en Ingeniería Energética de la Universitat Politècnica de València.
Entre sus ventajas, la bomba de calor desarrollada por la UPV y Saunier Duval también puede generar agua caliente para calefacción a temperaturas de hasta 75ºC con una eficiencia energética muy elevada, algo que con las bombas de calor convencionales no es posible. Además, puede ser instalada no solo en los edificios de nueva construcción, sino también para reemplazar las calderas de gas en los edificios ya construidos. Y también permite aplicar el tratamiento anti legionella sin necesidad de apoyos externos.
La máquina es de alta eficiencia (A+++); por cada kWh eléctrico que consume, produce 6,48 kWh de calefacción para la vivienda. Respecto a la producción de agua caliente sanitaria, por cada kWh eléctrico consumido genera 4,43 kWh.
“En el desarrollo tecnológico que se ha realizado se ha conseguido alcanzar eficiencias energéticas similares a los refrigerantes actualmente usados, de alto Poder de Calentamiento Atmosférico. Para ello, realizamos un análisis sobre la mejor configuración del ciclo de compresión de vapor adaptada al refrigerante utilizado –propano- minimizando la cantidad utilizada y optimizando los parámetros de control del equipo”, explica José Gonzálvez.
El Instituto Universitario de Investigación en Ingeniería Energética (IUIIE) de la Universitat Politècnica de València es hoy líder europeo y referencia mundial en el uso de propano como refrigerante. Gracias a este liderazgo, trabaja en colaboración con las principales empresas del sector del ámbito nacional e internacional, como es el grupo Vaillant, en el desarrollo de electrodomésticos cada vez más eficientes y respetuosos con el medio ambiente. “Y de cara a los próximos años, el principal reto será aumentar la eficiencia de estos equipos a bajas temperaturas ambientales y dotarlos de un sistema inteligente que permita la detección temprana de fallos o degradación de su eficiencia en el tiempo ”, concluye José Gonzálvez.

LA GUERRA DE UCRANIA MARCARÁ EL PRÓXIMO FUTURO ENERGÉTICO DE LA UE

REVISTA DYNA ENERGÍA — Fri, 08 Apr 2022 00:00:00 +0200

A lo largo de los últimos años, la adquisición de petróleo y gas natural ruso por la UE especialmente del centro del continente, y a precios competitivos, había ido aproximándose a un nivel de preferencia peligroso, que, en el caso del gas se acercaba al 45% de sus necesidades globales y en el crudo, alrededor del 40%. La cercanía y la posibilidad de hacerlo por medio de “pipelines”, era tan atractiva que los proyectos de nuevas líneas se hacían rápidamente realidad: el más reciente, el North Stream doble, por el fondo del mar Báltico en dirección a Alemania que pensaba cubrir el cierre total de sus centrales nucleares con ese medio de transición.
Con motivo de la guerra en Ucrania, los EE.UU. y la UE han acordado fuertes restricciones a la adquisición de gas ruso, pero parcialmente irrealizables por países, como Alemania, que carecen de otros medios inmediatos para adquirirlo en las cantidades que se precisan y, además, a los precios anteriores. La solución por gas natural licuado (GLN) no es fácil implantarla de inmediato, necesita buques y terminales adecuados, además de resultar más costosa, y la alternativa del hidrógeno es un enfoque a medio-largo plazo que está iniciando su marcha sin haber resuelto todos sus problemas tecnológicos y, sobre todo, de necesidad de energía eléctrica renovable.
Contrariamente a lo que podría pensarse, el tránsito por Ucrania no es el camino preferente de los hidrocarburos rusos hacia Europa. La misma Ucrania había dejado de utilizar el gas ruso a partir de la ocupación de Crimea y se suministra de lo que adquiere en los países europeos. En la UE ya se piensa continuar o aumentar la generación por centrales de carbón, prorrogar la vida de las unidades nucleares y considerar las de nueva generación y las modulares de pequeña dimensión como posibles vías para no perder el tren de la reducción de emisiones.
Una vez más nos encontramos en un punto en el que queda todo por hacer. La CE ha preparado de urgencia una COMUNICACIÓN DE LA COMISIÓN AL PARLAMENTO EUROPEO, AL CONSEJO EUROPEO, AL CONSEJO, AL COMITÉ ECONÓMICO Y SOCIAL EUROPEO Y AL COMITÉ DE LAS REGIONES, para promover con la máxima urgencia lo que denomina REPowerEU: Acción conjunta para una energía más asequible, segura y sostenible (https://eur-lex.europa.eu/legal-content/ES/TXT/?uri=CELEX:52022DC0108). Quizá de esas acciones pueda obtenerse alguna vía de salida, aunque la situación inmediata no deja de ser preocupante en grado máximo.

El proyecto LEILAC 2 seguirá adelante en la planta de HeidelbergCement

REVISTA DYNA ENERGÍA — Fri, 01 Apr 2022 00:00:00 +0200

El proyecto de captura de carbono LEILAC 2 (Low Emissions Intensity Lime And Cement) ha superado con éxito el umbral de rentabilidad financiera, lo que confirma que el proyecto puede entrar ahora en la fase de ejecución. Junto con la empresa tecnológica australiana Calix y un consorcio europeo, HeidelbergCement procederá a construir una instalación de demostración integrada en la planta de HeidelbergCement en Hannover (Alemania). La instalación será capaz de capturar el 20% de las emisiones de CO2 de la planta de cemento, lo que corresponde a unas 100.000 toneladas de CO2 al año.

"LEILAC 2 es uno de los varios proyectos de captura de carbono que está llevando a cabo en HeidelbergCement . La ubicación es ideal para la utilización posterior y/o el transporte al almacenamiento en alta mar del CO2 capturado. La empresa tiene como objetivo reducir hasta 10 millones de toneladas de CO2 con varios proyectos de CCUS ya en marcha para 2030.

Como parte del anterior proyecto LEILAC 1, se desarrolló una instalación piloto de captura de CO2 con una capacidad de captura de 25.000 toneladas de CO2 al año en la planta de Lixhe de HeidelbergCement en Bélgica. Con LEILAC 2 se explotará una instalación aproximadamente cuatro veces mayor en Hannover. El proyecto entra ahora en la fase de diseño detallado hasta 2022, seguida de la adquisición y construcción de la propia planta.

La construcción está prevista para 2023, dependiendo de los puntos de abanderamiento de los próximos meses. El alcance del proyecto LEILAC 2 incluye también un análisis exhaustivo del destino potencial del CO2 capturado, ya sea para su utilización o para su almacenamiento geológico seguro en alta mar.

Con la tecnología patentada LEILAC, el CO2 liberado durante la producción de cemento puede capturarse con alta pureza a través de un flujo de gas residual separado y utilizarse en otros procesos. Como se necesita una energía adicional mínima y no se requieren productos químicos, es especialmente rentable. Además, la tecnología puede adaptarse de forma modular a cualquier escala y utilizar cualquier combustible o fuente de energía, incluida la biomasa, el hidrógeno o la electricidad, lo que supone una solución "a prueba de

Mitsui y Storegga colaboran en la captura de CO2 directa del aire

REVISTA DYNA ENERGÍA — Thu, 31 Mar 2022 00:00:00 +0200

Mitsui ya es un inversor en Storegga y este acuerdo marca una relación de trabajo más estrecha para realizar la primera instalación DAC a gran escala en Europa, con el potencial de extraer un millón de toneladas de CO2 de la atmósfera anualmente. El Gobierno del Reino Unido ha anunciado su ambición de desplegar al menos 5 M/T al año de eliminación de carbono por ingeniería para 2030. Esta instalación de captura directa en el aire contribuirá en gran medida a este objetivo.

Una vez desarrollado, el proyecto proporcionará un modelo para el despliegue de esta tecnología crucial de reversión de carbono en otros lugares del Reino Unido y a nivel internacional para apoyar materialmente los objetivos globales de cero emisiones. La instalación será un componente vital para alcanzar los objetivos legalmente vinculantes del Reino Unido y Escocia para 2045 y 2050 respectivamente, y también tendrá la capacidad de servir a clientes internacionales. Entre los primeros clientes de la instalación estará Virgin Atlantic.

El CO2 capturado se transportará al proyecto Acorn Carbon Capture & Storage para su almacenamiento geológico permanente en yacimientos de petróleo y gas agotados del Mar del Norte y en acuíferos salinos. El proyecto Acorn se encuentra actualmente en la fase de ingeniería y diseño detallado de su desarrollo y está previsto que entre en funcionamiento a mediados de la década de 2020.

Como parte del acuerdo, Mitsui compartirá sus propios conocimientos técnicos y explorará oportunidades para asociarse con empresas de todo el mundo. Además de los estudios conjuntos para comercializar la tecnología DAC, Storegga y Mitsui considerarán y evaluarán la posibilidad de que Mitsui coinvierta en los créditos del proyecto DAC y los adquiera, fortaleciendo aún más la asociación estratégica entre las dos empresas.

Los proyectos DAC pueden generar créditos de carbono que serán fundamentales para compensar las emisiones de sectores difíciles de eliminar a nivel mundial y alcanzar los objetivos de carbono neto cero.

Tecnalia crea un proceso que elimina el 99% de los residuos generados en la transformación de aluminio

REVISTA DYNA ENERGÍA — Sun, 27 Mar 2022 00:00:00 +0100

Las aleaciones de tipo primario contienen un bajo porcentaje de elementos perjudiciales, pero en las aleaciones secundarias ese porcentaje se incrementa notablemente, ya que se producen principalmente a partir de chatarra recuperada y escoria de aluminio.

Los procesos térmicos que se utilizan para el tratamiento de metales con este tipo de impurezas tienen mayor dificultad para obtener la fracción metálica, ya que esta se oxida al aumentar la temperatura del proceso y al estar en contacto con los compuestos orgánicos. Por ese motivo, algunos materiales de chatarra son muy difíciles de recuperar con los procesos actuales, pero el centro tecnológico Tecnalia ha conseguido desarrollar un proceso para eliminar el 99% de los residuos generados en la transformación de aluminio, y darle así un uso.

Este proceso innovador consiste en un primer calentamiento a 300°C en un horno de atmósfera oxidante controlada, para luego llevar el material a un segundo proceso de calentamiento a 400-550°C en atmósfera inerte. Esto provoca una acción termo-mecánica combinada que elimina totalmente las impurezas del metal.

Para llevar a cabo este proceso, se han utilizado diferentes materiales, con diferentes espesores, orígenes o granulometrías. Por ejemplo, latas provenientes de la industria alimentaria o virutas lacadas. Los materiales tratados estaban contaminados con hasta un 15% en peso de carbono, y hasta el 1,5% en peso de oxígeno. Después del tratamiento, el nuevo material solo contenía el 0,15% en peso de carbono y 0,3% en peso de oxígeno.

Tecnalia trabaja en otros proyectos relacionados con materiales y tecnologías de producción sostenibles, con el objetivo de optimar los recursos y aportar a la circularidad de empresas siderúrgicas, dedicadas al reciclado de materiales o dedicadas a los moldes y utillajes.

Bélgica retrasa una década sus planes de abandonar la energía nuclear en 2025

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

Bélgica anunció el viernes pasado que retrasará una década más sus planes de eliminación de la energía nuclear, según Tech Explore.
"El Gobierno federal ha decidido tomar las medidas necesarias para prolongar la vida de dos reactores nucleares durante diez años", dijo el Primer Ministro Alexander De Croo en un comunicado."Esta prórroga reforzará la independencia de nuestro país de los combustibles fósiles en un entorno geopolítico turbulento", añadió.

La energía nuclear ha experimentado un renacimiento de su popularidad con la empresa de Bill Gates, Terra Power, que intenta construir nuevos tipos de reactores nucleares, y la reciente ley de infraestructuras del presidente estadounidense Biden, que reserva 6.000 millones de dólares para preservar los reactores de energía nuclear en Estados Unidos.

Actualmente, Bélgica tiene a su servicio dos centrales nucleares con un total de siete reactores. El viernes, el gobierno acordó prorrogar el funcionamiento del reactor Doel 4, cerca de la ciudad portuaria de Amberes, y del reactor Tihange 3, cerca de Lieja, hasta 2035.

De Croo declaró que el retraso daría al país la seguridad que tanto necesita. "Durante demasiado tiempo nuestro país ha carecido de visión", dijo el Primer Ministro belga en una conferencia de prensa. "Esto ha provocado mucha incertidumbre. El plan que tenemos hoy sobre la mesa responde a esa falta de visión".

Precisamente, a principios de este mes, Elon Musk tuiteaba que creía que Europa debería volver a poner en marcha sus centrales nucleares inactivas para hacer frente a la crisis energética derivada de la guerra de Ucrania.

Un país, al menos, está escuchando.

UN NUEVO AVANCE EN HIDROLIZADORES

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

Se espera que llegue a participar entre el 15 y el 25% de la energía en una economía global. Su principal reto está en que los electrolizadores son complejos, costosos y escasamente eficientes.

A escala inferior al MW, los electrolizadores de agua comerciales más avanzados consumen unos 53 kWh de electricidad, entre la célula (47,5 kWh) y el sistema (5,5 kWh), para producir 1 kg de hidrógeno, que contiene 39,4 kWh de energía, lo que supone un rendimiento cercano al 75%, por lo que hace de elevado costo la utilización del hidrógeno como fuente de energía. Se prevé como objetivo para 2050, consumir solo 42 kWh en la célula, lo que elevaría el rendimiento al 83%, aun poco eficiente.

Estudiando el proceso evolutivo de los hidrolizadores, los investigadores del Intelligent Polymer Research Institute en la Universidad de Wollongong (Australia) han diseñado un nuevo concepto para los mismos que han expuesto en Nature Communications con el título A high-performance capillary-fed electrolysis cell promises more cost-competitive renewable hydrogen, basándose en las llamadas células asimétricas de membrana polimérica (PEM), pero recogiendo directamente las gases en cámaras en lugar de burbujear a través del electrolito.

En este concepto, el electrolito acuoso con 27% en peso de KOH es introducido por capilaridad en el separador de polietersulfona (PES) saturado, entre el ánodo para evolución del oxígeno a base de NiFeOOH y el cátodo para evolución del hidrógeno basado en Pt/C. Se ha comprobado en los ensayos que a 80-85 °C, se produce la electrolisis del agua con un rendimiento que supera a todas las celdas existentes, siendo a 0,8 A/cm2 del 95% y a 0,3 A/cm2 del 100%. Ello acerca el coste del hidrógeno a un precio más competitivo y promoverá su utilización como reproductor de energía.

La empresa australiana HYSATA industrializa este descubrimiento en forma de celdas hidrolizadoras modulares que pueden llegar a potencias hasta de gigavatios. Además del mayor rendimiento, son más sencillas de construir, de menor costo y mantenimiento, no necesitan refrigeración y resultan de fácil automatización.

LA BÚSQUEDA DE LA SUPERCONDUCTIVIDAD A TEMPERATURAS CADA VEZ MÁS ELEVADAS

REVISTA DYNA ENERGÍA — Tue, 22 Mar 2022 00:00:00 +0100

Eso, sin contar con las pérdidas por rendimiento en los aparatos de transformación y consumo de esa energía (motores, transformadores, convertidores, etc.) que también llevan circuitos eléctricos que ofrecen resistencia: esa pérdida, casi siempre en forma de calor, es, además, una de las causas de deterioro de los aparatos. Conseguir reducir o, incluso, eliminar esa resistencia, se ha llegado a denominar “la búsqueda del santo grial de la energía”.

Ya desde 1911, el científico holandés Heike Kamerlingh Onnes, tres años después de descubrirse la obtención de helio líquido (4,15ºK cuando la presión es de 23 atm.), observó que, aplicando esa temperatura muy cercana al 0 absoluto (0ºK = - 273,15ºC), el mercurio no presentaba resistencia alguna al paso de la electricidad. La temperatura de transición (Tc) a la que es preciso enfriar para obtener esa superconductividad, marca las posibilidades prácticas y económicas de su utilización. Desde los conductores llamados de baja temperatura (LTS) para los que se debe enfriar a menos de la de licuación del nitrógeno a las de alta temperatura (HTS) en los que basta el nitrógeno líquido para obtenerla.

La fabricación de conductores para líneas donde se desea disponer de superconductividad está en su mayoría centrados en materiales del grupo HTS, los denominados YBCO, óxidos de itrio, bario y cobre que lo son a temperaturas entre 90 y 95ºK. Suministrados generalmente en forma de cintas, son los que se arrollan en complejos cables que incluyen los recintos de circulación del nitrógeno líquido de refrigeración y las capas de aislamiento y protección.

Las investigaciones para mejorar estos estándares continúan, pero, aunque se dan avances a nivel experimental, poco ha pasado aún a la realidad industrial. El Center for Superconductivity, de la Universidad de Houston, uno de los más activos en este campo, se ha basado en estudios anteriores que utilizaban muy altas presiones, de hasta 267 GPa, en lugar de enfriamiento para alcanzar la superconductividad a una temperatura ambiente de 287ºK con distintos hidruros. Utilizando ahora seleniuro de hierro y seleniuro de hierro y cobre hechos superconductores a muy alta presión y enfriando con esa presión mantenida a muy bajas temperaturas, ha conseguido “retener” posteriormente a presión normal y temperatura ambiente la superconductividad conseguida. El denominado pressure-quench process (PQP), ha sido expuesto en el Journal of Superconductivity and Novel Magnetism, con un artículo titulado “The Retention and Study of High-Pressure-Induced Phases in High- and Room-Temperature Superconductors” y abre un nuevo camino hacia esa meta aun lejana pero que cada vez parece más posible.

10 RECOMENDACIONES DE LA IEA A LA UE COMO RESPUESTA AL GAS RUSO

REVISTA DYNA ENERGÍA — Fri, 18 Mar 2022 00:00:00 +0100

Precedido de una breve sinopsis, prevé que si estos puntos se implantan de inmediato se reduciría un tercio la importación de gas ruso, que con otras medidas complementarias podría llegar a la mitad y además, adicionalmente, se reducirían las emisiones.

No abrir nuevos contratos de gas con Rusia. Negociar las condiciones contractuales de compra mínima y diversificar el suministro.
Esa diversificación debería suponer unos 30 bcm (billones internacionales de metros cúbicos) de otras fuentes.
Establecer unas obligaciones mínimas de almacenaje de gas para aumentar la resiliencia ante el mercado, aunque suponga mayores adquisiciones en 2022.
Acelerar el despliegue de los proyectos de generación eólica y solar, que para el próximo año deberían suponer 35 TWh de producción adicional, lo que equivaldría a reducir 6 bcm de gas.
Maximizar la generación de electricidad de bajas emisiones, bioenergía y nuclear, intentando añadir 70 TWh, lo que supone sustituir por electricidad 13 bcm de gas.
Establecer medidas de protección ante los altos precios para consumidores vulnerables de electricidad, que podrían llegar a los 200.000 millones de euros.
Fomentar y ayudar la sustitución de calderas de gas por bombas de calor, lo que supondría una reducción de 2 bcm de gas anuales.
Promover la eficiencia energética en los edificios y en la industria para ahorrar hasta 2 bcm de gas anuales, lo que baja costes y mejora competitividad.
Rebajar en 1ºC los termostatos de las calefacciones automatizadas, los que supondría un consumo de 10 bcm al año.
Aumentar los esfuerzos en la diversificación y descarbonización de los sistemas de generación eléctrica, impulsando toda innovación que reduzca los vínculos tan fuertes que tiene con el suministro de gas, de forma que no sea tan imprescindible para cubrir los picos

https://www.iea.org/reports/a-10-point-plan-to-reduce-the-european-unions-reliance-on-russian-natural-gas?utm_source=SendGrid&utm_medium=Email&utm_campaign=IEA+newsletters

EL HIDRÓGENO VERDE EN ESPAÑA: UN FUTURO SOÑADO

REVISTA DYNA ENERGÍA — Thu, 17 Mar 2022 00:00:00 +0100

En algunos comentarios a la abundancia de estas propuestas se ha llegado a decir que daban la impresión de ser el hidrógeno el elemento que, a modo de panacea, que solucionará los problemas de futuro de la industria. No olvidemos que, las que finalmente salgan adelante, dispondrán de ayudas económicas públicas apoyadas en los fondos europeos Next Generation, aunque precisarán además de importantes inversiones privadas. Sin ánimo de exclusividad damos a los lectores un breve esquema de algunos de ellos y, si es posible, la dirección de sus webs básicas.

? El llamado Corredor Vasco del Hidrógeno (BH2C), liderado por PETRONOR (REPSOL) con decenas de instituciones, centros, asociaciones y empresas, que pretende la producción y distribución de hidrógeno en red extensa, primero a partir de biogás de residuos y también por electrolisis con energías renovables fotovoltaica y eólica, para aplicaciones, en especial industriales (https://bh2c.org/).

? La Planta de Hidrógeno Verde de Puertollano, promovida por IBERDROLA y FERTIBERIA, al parecer en situación de comenzar la generación en 2022, y según su presentación, la mayor para uso industrial en Europa, que con energía generada por plantas solares fotovoltaicas producirá hidrógeno por electrolisis para las industrias de refino, químicas y de fertilizantes (https://www.iberdrola.com/conocenos/lineas-negocio/proyectos-emblematicos/puertollano-planta-hidrogeno-verde).

? El Plan H2VLC-Valencia Valle de Hidrógeno Verde, promovido por las instituciones autonómica y local, cuya coordinación técnica recae en la Universidad Politécnica de Valencia, cuenta con la incorporación de un elevado número de centros de investigación y empresas, para la producción de hidrógeno y su empleo, al parecer, con preferencia en la movilidad de vehículos terrestres o marítimos (https://www.upv.es/noticias-upv/noticia-13254-valencia-valle-es.html). Se buscará colaboración con otros Planes y Proyectos similares.

? La FUNDACIÓN HIDRÓGENO de Aragón, ha establecido una serie de proyectos para impulsar el desarrollo de este vector energético hasta 2025, como en el tren de hidrógeno, producción para fertilizantes o hidrogenación de las redes gasistas. También fomentar la formación relacionada con la producción, almacenamiento o transporte de hidrógeno (https://hidrogenoaragon.org/es/). ? Extremadura a través de la Asociación SOIH2-ALEX (https://soih2alex.com/) y juntamente con el Alentejo portugués, formará el Centro Ibérico de Demostración del Hidrógeno y Energías Renovables, para desarrollar la producción, almacenamiento, consumo y exportación de hidrógeno, en especial con su aplicación al ferrocarril y otros vehículos. Además, su industria siderúrgica se propone generar el suficiente hidrógeno para el empleo industrial en Extremadura y en Cataluña.

? En Andalucía es HyDeal España, rama del grupo europeo HyDeal Ambition, la que juntamente con Arcelor (https://spain.arcelormittal.com/news-and-media/press-releases/2022/febrero/hydeal.aspx), Enagás, Fertiberia y DH2 Energy pretende llegar a ser “el mayor giga-proyecto de hidrógeno renovable a escala mundial” para suministrar ese gas a sus procesos industriales.

Este breve resumen, probablemente incompleto, muestra el dinamismo con que este elemento ha calado en España, que la puede convertir, una vez que adquiera y/o desarrolle su tecnología, en un referente para su empleo en todos los ámbitos. Recomendamos ir a los sitios web indicados para apreciar más detalles.

(*PERTE) https://planderecuperacion.gob.es/sites/default/files/2021-12/PERTE_Energias%20renovables_14122021.pdf

COMMONWEALTH FUSION, SPINOFF DEL MIT, INICIA LA CONSTRUCCIÓN DE SU TOKAMAK EXPERIMENTAL

REVISTA DYNA ENERGÍA — Tue, 15 Mar 2022 00:00:00 +0100

En este proyecto participan prácticamente todos los países dotados técnicamente, entre ellos la UE como un único participante, aportando, especialmente, los conocimientos y experimentos que se han realizado y se realizan en el JET (Joint European Torus), tokamak situado en Culham (UK) desde su primer plasma obtenido en 1983 con los técnicos de la Universidad de Oxford. El pasado febrero reportó haber mantenido el plasma durante 5 segundos generando 59 Mjulios (16,4 kWh).

Complementariamente, también en Culham se desarrolla el tokomak, forma esférica de reactor que pretende ubicar en alguna localidad costera británica del mar del Norte una unidad de ese tipo, el proyecto STEP (Spherical Tokomak for Electric Production = https://step.ukaea.uk/) con la idea de mostrar, antes que el ITER aunque a menor escala y coste más reducido, la producción competitiva de electricidad.

Por su parte, Commonwealth Fusion Systems (https://cfs.energy/) una spinoff del MIT, ha conseguido de inversores públicos y privados, los fondos necesarios para su proyecto. Se apoya en los trabajos que ha venido realizando MIT en el Plasma Science and Fusion Center (https://www.psfc.mit.edu/), sobre todo utilizando intensos campos magnéticos producidos por arrollamientos de superconductores de alta temperatura (20ºK) a base de tierras raras, bario y cobre (ReBCO). El revestimiento del tokamak, otra de las claves del proyecto, será de un fluoruro de litio y berilio (FLiBe), ya probado en el PSFC, para moderar el desprendimiento de neutrones y producir el tritio necesario para la continuidad del proceso.

Los éxitos de este proceso, denominado SPARC, han llevado a iniciar las obras de instalación de un tokamak experimental en la localidad de Devens (Massachusetts) a unos 60 km de la sede del MIT. La propuesta de CFS, que ya ha comenzado a construir las cimentaciones del reactor y del edificio de control, es que no sea solamente experimental, sino que consiga generar energía para la red, logrando la primera ignición del plasma en 2025 y generando energía en 2030. De ese modo se adelantaría diez años a los objetivos de ITER que, siendo muy optimistas, lo haría hacia 2040. Existe entre algunos científicos una tendencia en opinar que se debería considerar más práctica la generación eléctrica por fusión nuclear en reactores mucho más pequeños que el ITER y, por ello, que su sucesor DEMO.

El reciclaje de energía solar está fallando, pero hay un plan para arreglarlo

REVISTA DYNA ENERGÍA — Thu, 10 Mar 2022 00:00:00 +0100

La energía solar es fundamental para solucionar el cambio climático, pero para que la tecnología sea sostenible debe ser reciclable. Por desgracia, cuando un panel solar expira hoy en día, lo más probable es que encuentre uno de los dos destinos siguientes: una trituradora o un vertedero.

Los investigadores de la Arizona State University (ASU) esperan cambiar esta situación mediante un nuevo proceso de reciclaje que utiliza productos químicos para recuperar metales y materiales de alto valor, como la plata y el silicio, haciendo que el reciclaje sea más atractivo desde el punto de vista económico.

Aunque relativamente pocos paneles solares han llegado ya al final de su vida útil, los expertos sospechan que la mayoría de los que lo han hecho acaban en vertederos, donde se pierden los valiosos metales y materiales que contienen. La ASU ha calculado que el mundo podría sufrir escasez de suministro de al menos uno de esos metales, la plata. El silicio de grado solar, por su parte, requiere una enorme cantidad de energía para su fabricación, y su utilización más de una vez es importante para mantener la demanda de electricidad de la industria solar y su huella de carbono baja.

Incluso cuando los paneles solares se reciclan hoy en día, estos materiales rara vez se recuperan. En su lugar, los recicladores suelen retirar el marco de aluminio que sujeta el panel, quitar el cableado de cobre de la parte posterior y triturar el propio panel, creando un fragmento solar que se vende como vidrio triturado.

Los nuevos procesos de reciclaje solar que recuperan más metales y minerales podrían mejorar considerablemente la economía. El proceso propuesto, las células de silicio se separan primero de las láminas de polímero caliente. A continuación, se utiliza un preparado químico para extraer la plata, el estaño, el cobre y el plomo de las células, dejando el silicio.

Falta optimizar aún más el proceso de reciclaje para recuperar el silicio con una pureza suficiente para fabricar nuevas células. Si todo va bien en los próximos dos años, el siguiente paso será atraer a inversores privados para financiar una planta piloto que pueda utilizar el proceso para reciclar unos 100.000 paneles solares al año.

Hoy en día no se retiran tantos paneles solares, pero la Agencia Internacional de Energías Renovables ha previsto que para 2030 esa cifra podría aumentar a 8 millones de toneladas. Y en 2050, podrían tirarse 6 millones de toneladas de paneles solares agotados cada año, casi tantos como los que se están instalando.

Basándose en estas proyecciones y en los datos sobre el valor de los metales y minerales, se ha calculado que en 2028 los residuos electrónicos solares contendrán materiales aprovechables por valor de más de mil millones de dólares. Para quien sea capaz de superar el reto del reciclaje, esta basura de alta tecnología podría convertirse en un tesoro.

Ventajas y desventajas del hidrógeno verde

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

Esta fuente de energía tiene pros y contras que debemos conocer. Repasemos algunos de sus puntos positivos más importantes:

100 % sostenible: el hidrógeno verde no emite gases contaminantes ni durante la combustión ni durante la producción.

Almacenable: el hidrógeno es fácil de almacenar, lo que permite utilizarlo posteriormente para otros fines y en momentos distintos a los inmediatamente posteriores a su producción.

Versátil: el hidrógeno verde puede transformarse en electricidad o gas de síntesis y utilizarse para fines domésticos, comerciales, industriales o de movilidad.

Transportable: puede mezclarse con el gas natural en proporciones de hasta el 20 % y viajar por las mismas tuberías e infraestructuras de gas -para aumentar este porcentaje habría que cambiar diferentes elementos de las redes de gas existentes para hacerlas compatibles-.

Sin embargo, el hidrógeno verde también tiene aspectos negativos que hay que tener en cuenta:

Alto coste: la energía procedente de fuentes renovables, clave para generar hidrógeno verde mediante electrólisis, es más cara de generar, lo que a su vez encarece la obtención del hidrógeno.

Alto consumo de energía: la producción de hidrógeno en general y de hidrógeno verde en particular requiere más energía que otros combustibles.

Cuestiones de seguridad: el hidrógeno es un elemento muy volátil e inflamable, por lo que se requieren amplias medidas de seguridad para evitar fugas y explosiones.

El CCS (Carbon Capture System) está listo, pero se necesita un rápido despliegue para llegar a cero emisiones

REVISTA DYNA ENERGÍA — Mon, 07 Mar 2022 00:00:00 +0100

Científicos de la Universidad de Edimburgo, la Universidad de Oxford y la Universidad de Strathclyde examinaron el progreso del CCS en los últimos 10 años y descubrieron que la tecnología de CCS ya existe y funciona de forma normal a escala industrial, capturando de forma segura millones de toneladas de CO2 cada año.

Según el estudio, está claro que la CCS tiene un valor inmenso en la lucha contra el cambio climático, y se dispone de todos los conocimientos y herramientas para empezar a capturar y almacenar CO2 de inmediato".

Según el estudio, el CCS no es sólo una tecnología para eliminar el gas de efecto invernadero de las centrales eléctricas de carbón y gas, sino que puede producir hidrógeno de bajo contenido en carbono para calentar los hogares, fabricar fertilizantes industriales e incluso capturar el exceso de CO2 del aire para reducir gradualmente el calentamiento global.

Los investigadores estudiaron todos los proyectos de CCS previstos en todo el mundo y observaron un claro compromiso de construir proyectos antes de 2027, pero ven una falta de planes después de esta fecha.

Los autores afirman que esto se debe a la ausencia de un precio de mercado o de una subvención por el almacenamiento de CO2, e instan a los líderes mundiales a abordar esta cuestión, y que tenemos que construir proyectos a un ritmo entre 10 y 50 veces mayor que el que ha tenido.

Por otra parte, consideran que esto es como plantar árboles para capturar CO2, pero a una escala enormemente mayor, y que el mejor momento para plantar un árbol climático fue hace 30 años. El mejor momento para construir un proyecto de CAC para almacenar permanentemente el CO2 es ahora".

La investigación, publicada en la revista One Earth, ha sido financiada por el Centro de Investigación sobre Captura y Almacenamiento de Carbono del Reino Unido (UKCCSRC) y el Centro Escocés de Captura y Almacenamiento de Carbono (SCCS).

LA AUTORITÉ DE SÛRETÉ NUCLÉAIRE (ASN), CONTROLADORA DEL ITER, DETIENE EL MONTAJE DE LA VASIJA DEL REACTOR

REVISTA DYNA ENERGÍA — Fri, 04 Mar 2022 00:00:00 +0100

Dado ese peso se calcularon y realizaron las cimentaciones de soporte, que un análisis por el controlador mostraron que, aunque eran suficientes para el soportado de cargas, no conformaban aun el muro necesario de protección de casi 3 m de espesor contra las eventuales emisiones de neutrones y otros elementos ionizantes durante la operación. Esta deficiencia estaba pendiente de consideración y eventual reforma.

En febrero del pasado año, ITER solicitó a la controladora, a la vista del peso total que adquiere la vasija completa, autorización para efectuar la soldadura entre sus sectores directamente sobre la base de cimentación en que iba a quedar instalada. En este período se han recibido dos sectores e ITER pretendía colocarlos “in situ” para proceder a su soldadura, pero la ASN ha juzgado que esa operación no puede ser autorizada. A lo largo de 2021 se habían recibido esos dos sectores procedentes de Corea del Sur y de Italia, pero las irregularidades del suministro fueron manifestadas por la ASN, según las inspecciones realizadas en la fabricación. Entre ellas se detallaron modificaciones diversas no comunicadas, caídas con deformaciones durante la manipulación y, en algún caso, errores en la certificación de los soldadores.

Por todo ello y ante la duda de que las operaciones de unión de los sectores en el recinto donde iba a ubicarse su situación definitiva no pudiesen realizarse con la suficiente garantía, la ASN solicitó en un comunicado del 25 de enero, una “profunda revisión” antes de solicitar oficialmente esa unión de los sectores en el interior del alojamiento y que, en caso de que esta revisión del proceso pusiera de manifiesto dificultades para posteriores problemas proponga las medidas que se adoptarán para resolverlas y, en su caso, su impacto en las futuras condiciones de explotación. Hasta entonces, concluye, se detendrán los trabajos de montaje pretendidos.

ALEMANIA SOPESA SUSPENDER EL CIERRE DE SUS ÚLTIMAS UNIDADES NUCLEARES

REVISTA DYNA ENERGÍA — Thu, 03 Mar 2022 00:00:00 +0100

Sin embargo, al ser un año deficitario en viento y ya con algunas unidades nucleares cerradas siguiendo el plan aprobado tras el desastre de Fukushima, hubo que apelar a la generación por medio de combustibles fósiles, especialmente carbón y gas, lo que produjo un incremento de las emisiones del 4% sobre el año anterior. A pesar de eso, no se comunicó ninguna variación en los planes de descarbonización general del país que preveía la reducción de un 65% en 2030, un 88% en 2040 y neutralidad total en 2045, sobre las emisiones habidas en 1990.

Siguiendo por otra parte el citado plan de desnuclearización, el 31 de diciembre de 2021 se cerraron 3 de las 6 unidades nucleares en funcionamiento, que habían aportado el 13% del consumo de Alemania ese año. Además, el plan contemplaba el cierre de las 3 que aún iban a funcionar en 2022, el 31 de diciembre del año en curso, completando así el cierre total de ese tipo de generación.

Por esa razón ha causado una general sorpresa que el 27 de febrero pasado, el ministro de Economía y Clima en una sesión extraordinaria del Bundestag, tras producirse el conflicto entre Rusia y Ucrania, manifestó que el gobierno está sopesando la posibilidad de prorrogar la vida de esas 3 unidades en funcionamiento hasta que se aclaren las incertidumbres sobre el suministro de gas ruso. Hay que considerar que la línea 2 del gasoducto Nord Stream, gestionado por la rusa GAZPROM, que completa las posibilidades de transporte de gas natural por el fondo del mar Báltico desde Rusia a Alemania, y a toda Europa, evitando el paso por Ucrania, no ha sido certificada por Alemania a causa del conflicto citado.

El ministro ha transmitido también que lo expuesto no anula el concepto ideológico en los planes aprobados, pero ante el temor de que el conflicto se prolongue y alcance el invierno 2022-2023, toda la población alemana está a la espera de una decisión definitiva sobre esta propuesta contra la que se han manifestado, no solo una parte de ella sino, incluso, gestores de las mismas unidades nucleares que tienen todo preparado para el cierre.