Energía Solar Termica en España

Fuente : Grupo Master producciones

Energía Biomasa en Europa

Fuente : Grupo Master Producciones (España)

Abogan por una decisión política que permita crear un marco institucional para desarrollar la nucleoelectricidad

Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Rodrigo Iglesias expuso ante la Comisión Especial Mixta Presupuestos sobre la situación energética actual.

El estado de la coyuntura de energía del país y las perspectivas para fortalecer la actual matriz abordó el Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Rodrigo Iglesias ante los senadores de la Comisión Especial Mixta Presupuestos quienes pidieron definiciones más de fondo sobre la opción nuclear.


El personero respondió además, las inquietudes de los parlamentarios por la actual dependencia del diesel, del carbón, sobre la fragilidad de la hidroelectricidad en periodos de sequía y sin las centrales de Aisén y de las opciones que se están evaluando sobre la energía nuclear.


Al respecto Rodrigo Iglesias indicó que “necesitamos un marco institucional más desarrollado para promover la energía nuclear” y reiteró que hasta el momento no hay una decisión gubernamental para implementarla. No obstante, sostuvo que la Ley de Presupuestos 2008 contempla recursos para seguir realizando estudios sobre la factibilidad de este tipo de energía.

El senador Jaime Orpis, integrante de la Comisión Especial Mixta, lamentó que “se sigan gastando recursos en una materia donde no existe una decisión política clara”. Precisó que contar con un marco institucional y una regulación medioambiental es fundamental para avanzar en este tipo de definiciones.

Agregó que “lamentablemente, el gobierno sigue dejando pendiente la toma de decisiones de fondo respecto a nuestra matriz energética porque las centrales de Aisén y el desarrollo de minicentrales nucleares siguen pendientes y, eso significa que no hemos sacado lecciones de las crisis energéticas de los ultimos años”.

Recalcó que “hay que olvidarse del gas argentino, la hidroelectricidad sin Aisén es vulnerable a la sequía y, por lo tanto la matriz energética futura para ser competitiva tendría que estar compuesta por: hidroelectricidad, nucleoelectricidad y carbón y, como hay solo dos de la tres estamos en el peor de los escenarios”.


Recordó que “las plantas de gas natural licuado que entrarán en operación a fines de 2009, tampoco otorgan certezas, ya que el valor del gas se ha duplicado y también son energías de respaldo, al igual que las renovables no convencionales”.

Por lo tanto, lo que calificó de “absurda” la conclusión de la Comisión Nacional de Energía en torno a que se requiere un marco institucional para la energía nuclear porque de nada sirve invertir recursos si no hay detrás una decisión política.

“El tema es al revés porque cuando uno toma la decisión política se gatillan todos los estudios, a nivel de centros de estudios y las universidades forman profesionales porque qué establecimiento de educación superior va a abrir una carrera cuando no hay una decisión de fondo que los respalde”, dijo el legislador.

Añadió que “el Ejecutivo de buena fe, lo que está haciendo es algo para que el próximo gobierno tome la decisión y eso es aburdo porque en estos temas no se puede improvisar”.

Asimismo, el senador Orpis se mostró decepcionado porque “dado el nivel de crisis energética no se adoptan decisiones de envergadura y estratégicas”. Advirtió que “estamos pagando costos altos y hay empresas que ya han anunciado que se van al extranjero, en circunstancias que era un tema evitable”.

Fuente : Senado de Chile

ENERGIAS RENOVABLES: Un gasóleo menos contaminante

El consumo energético se ha incrementado mundialmente a un ritmo superior al 2% anual en el último cuarto de siglo, crecimiento que se prevé se mantenga.
Esto conlleva un aumento de las emisiones de gases contaminantes, concretamente de los óxidos de azufre (SOx), causantes de la conocida como "lluvia ácida", que provoca problemas de salud -dificultades respiratorias y daños en la piel- y problemas técnicos, como la corrosión de materiales.

La normativa europea establece la obligación de reducir el contenido de azufre en los combustibles fósiles a partir de 2009 a niveles más bajos que los hasta ahora permitidos, lo que ha motivado el desarrollo de nuevas técnicas y la mejora de las existentes para llevar a cabo el proceso de desulfuración del petróleo y sus fracciones. En la actualidad, se investiga en la combinación de los tradicionales procesos físico-químicos (hidrodesulfuración) con otros biológicos (biodesulfuración).

El proceso de biodesulfuración consiste en el empleo de microorganismos como biocatalizadores altamente selectivos para reducir el azufre contenido en fracciones petrolíferas previamente desulfuradas por procesos químicos convencionales. Para mejorar los rendimientos alcanzados y las velocidades de reacción, se desarrollan microorganismos recombinantes, que son aquellos en cuyos genes se introduce parte del genoma de otro organismo.

Al alterar el genoma de un microorganismo natural -denominado huésped- introduciendo genes de otro, se consigue que el recombinante lleve a cabo reacciones bioquímicas que normalmente el huésped no realiza.

En esta línea de trabajo, el grupo de investigación de la Universidad de Alcalá AGUABIOT, en colaboración con un grupo de Ingeniería Química de la Universidad Complutense y el departamento de Microbiología Molecular CIB-CSIC han desarrollado y patentado una bacteria genéticamente modificada (Pseudomonas putida CECT 5279), un proceso estandarizado de producción de dicho biocatalizador y un protocolo para realizar la biodesulfuración del gasóleo en biorreactores tipo tanque agitado. El gasóleo, frente a la gasolina, es más problemático porque contiene más azufre y más compuestos refractarios a la desulfuración química.

El proceso estandarizado de producción de este microorganismo incluye la conservación a -20ºC de alícuotas de un cultivo (stock). Para su crecimiento, se utilizan fermentadores de 15 y 30 litros. La biomasa resultante se almacena a -20ºC para emplearla en la etapa de biodesulfuración, en la que puede llegar a conseguirse hasta un 75% de reducción de la concentración de azufre.

Éste es un proceso complementario a los químicos que ya realizan las compañías petroleras, que hoy por hoy no son suficientes para alcanzar los mínimos niveles de azufre que exigirá la normativa europea a partir de 2009.

MI+D


Fuente : http://www.biocombustibles.blogspot.com/

Central térmica solar

Una central térmica solar o central termosolar es una instalación industrial en la que, a partir del calentamiento de un fluido mediante radiación solar y su uso en un ciclo termodinámico convencional, se produce la potencia necesaria para mover un alternador para generación de energía eléctrica como en una central térmica clásica.

Constructivamente, es necesario concentrar la radiación solar para que se puedan alcanzar temperaturas elevadas, de 300 º C hasta 1000 º C, y obtener así un rendimiento aceptable en el ciclo termodinámico, que no se podría obtener con temperaturas más bajas. La captación y concentración de los rayos solares se hacen por medio de espejos con orientación automática que apuntan a una torre central donde se calienta el fluido, o con mecanismos más pequeños de geometría parabólica. El conjunto de la superficie reflectante y su dispositivo de orientación se denomina heliostato.

Los fluidos y ciclos termodinámicos escogidos en las configuraciones experimentales que se han ensayado, así como los motores que implican, son variados, y van desde el ciclo Rankine (centrales nucleares, térmicas de carbón) hasta el ciclo Brayton (centrales de gas natural) pasando por muchas otras variedades como el motor de Stirling, siendo las más utilizadas las que combinan la energía termosolar con el gas natural.

Evolución

En los años 1980 se construyeron varias centrales termoeléctricas solares con dos conceptos distintos, las centrales de torre y las de cilindros parabólicos.


Las centrales de torre

Una central de torre —también conocida como sistema de receptor central— está compuesta por un sistema concentrador o campo de heliostatos, que capta y concentra la componente directa de la radiación solar sobre un receptor —donde se produce la conversión de la energía radiante en energía térmica— que suele instalarse en la parte superior de una torre. El fluido de trabajo puede ser, entre otros, aire, vapor de agua, sodio fundido o sales fundidas, según la tecnología escogida. En las de vapor de agua, este mueve directamente una turbina. En los otros, el fluido transporta el calor a un generador de vapor de agua, con el que se hace funcionar una turbina que mueve al generador eléctrico.

Durante finales de los años 1970 y principios de los años 1980 se construyeron varias centrales eléctricas termosolares en distintos lugares del planeta y con diversas variantes tecnológicas, con objeto de demostrar la viabilidad de la generación de energía eléctrica a partir de la energía solar mediante la conversión térmica. Entre estas plantas de demostración pueden mencionarse las siguientes:


Eurelios Vista aérea

Situada en Adrano, Sicilia (1981). El receptor era de vapor de agua, y la potencia prevista de 1 MW eléctrico con 6.200 m2 de heliostatos. Sólo llegó a producir 750 kWe. Fue la primera central de torre en funcionamiento.


SSPS/CRS Vista aérea

Situada cerca de Tabernas, en Almería, España (1981). El receptor era de sodio fundido que alcanzaba temperaturas de 520 ºC y generaba 0,5 MW eléctricos con 3700 m2 de heliostatos. Tenía 90 heliostatos. El sodio fundido se empleaba para generar vapor de agua que a su vez movía un motor Spilling acoplado a un generador eléctrico.


Sunshine

Situada en Nio, Japón (1981). Receptor de vapor de agua. Generaba 1 MW eléctrico con 12.900 m2 de heliostatos. Funcionó durante tres años, demostrando la viabilidad tecnológica del proyecto, pero se consideró económicamente no viable en EEUU


Themis Vista Aérea

Central solar Thémis: situada en Targasonne, Francia (1982). Receptor de sales fundidas, y generaba 2,5 MW eléctricos con 11.800 m2 de heliostatos.


CESA 1 Vista aérea

Situada cerca de Tabernas, en Almería, España (1983). Receptor de vapor de agua (a 520 ºC y 10 bar de presión, y generaba 1,2 MW eléctricos con 11.900 m2 de espejo en 300 heliostatos. Disponía de un sistema de almacenamiento térmico de sales fundidas. El vapor alimentaba directamente una turbina, o se enviaba para calentar las sales fundidas. CESA es acrónimo de Central Electro Solar de Almería (CESA-1).


SPP5

Situada en Shchelkino, Ukraine, en la costa de la península de Crimea (1985). Receptor de vapor de agua y generaba 5 MW eléctricos con 40.000 m2 de heliostatos


Solar Two Vista aérea

Situada en Barstow, California, USA (1996-1999). Utilizó parte de la infraestructura de Solar One (Torre, heliostatos, etc.). Receptor de sales fundidas, generaba 10 MW eléctricos con 71.500 m2 de heliostatos.

El año 2002, ninguna de estas centrales seguía en funcionamiento.


Las centrales de cilindros parabólicos Vista Aérea

La diferencia con las anteriores está en el modo de recolectar la energía del Sol. En lugar de heliostatos, se emplean espejos de forma cilindro parabólica. Por el foco de la parábola pasa una tubería que recibe los rayos concentrados del Sol, donde se calienta el fluido, normalmente un aceite térmico. Una vez calentado el fluido, el proceso es el mismo que el de las centrales de torre. Actualmente el fluido alcanza temperaturas próximas a 400º C.

En el desierto del Mojave, California, hay 9 centrales SEGS (Solar Electric Generating Station), que forman la mayor instalación solar del planeta. Las hay entre 14 MWe y 80 MWe, y su capacidad total es de 354 MWe. Son centrales híbridas, esto es, que producen electricidad a partir de las energía solar y de combustible fósil. La producción a partir de combustible fósil no puede sobrepasar un determinado porcentaje de la producción total para así tener derecho a subvenciones.
SEGS I y II se encuentran en Dagget.
SEGS III a VII están en Kramer Junction.
SEGS VIII y IX están en Harper Lake.
Estaba previsto construir tres más, SEGS X, XI y XII, pero el proyecto se suspendió.
Alguna está en funcionamiento desde 1985, y la última (SEGS IX) empezó a producir en 1991. La compañía que gestionó estas centrales quebró, pero la que la sustituyó continuó la producción

La actualidad
Centrales de torre

La central PS10, construida por Abengoa en colaboración con el CIEMAT en Sanlúcar la Mayor (Sevilla), está conectada a la red eléctrica y produciendo desde el 28 de febrero de 2007. Fue inaugurada oficialmente por el presidente de la junta de Andalucía, Manuel Chaves, el 30 de marzo de 2007. Se prevé una vida operativa de al menos 25 años; es la primera central de explotación comercial de su tipo. El receptor es de vapor saturado, la potencia es de 11 MWe (624 helióstatos y torre de 114 metros de altura) y se espera una producción anual de 24,2 GWh.

Se ha iniciado la ejecución de la PS20 (con 1255 helióstatos y torre de 150 metros y receptor de vapor sobrecalentado) con una potencia de 20 MWe, situada al oeste de la PS10, y están en distintas fases de ingeniería otras plantas, tanto de torre (como PS10 y PS20), cilindro parabólicos y mixtas, hasta un total de 305 MWe.

Centrales de cilindros parabólicos

Cerca de Guadix, en los Llanos de Calahorra, se están instalando las centrales Andasol I y Andasol II por Milenio Solar y Cobra (filial de ACS), de 50 MW [2] cada una.

En la plataforma solar de Sanlúcar la Mayor (Sevilla), cerca de las centrales de torre y campo de helióstatos PS10 y PS20, estan en construcción (obras iniciadas en 2007) las centrales de colectores cilindro parabolicos Solnova 1 y Solnova 3 de 50 MWe cada una.

En Boulder City, cerca de Las Vegas, Nevada, está prevista una de 64 MW.

Las torres solares

Una torre solar consiste en una chimenea muy alta y una gran superficie acristalada en su base. El Sol calienta el aire de la superficie acristalada, y este aire sale a gran velocidad por la chimenea. En el interior de la misma están situados una serie de generadores eléctricos similares a los de los aerogeneradores, que producen electricidad limpia y sin consumo de agua.

La superficie acristalada puede usarse parcialmente como invernadero. La instalación de acumuladores de calor en la misma permite la generación nocturna de electricidad.

En los años 80 una de estas torres solares funcionó de forma intermitente durante siete años en Manzanares, Ciudad Real. Llegó a producir 50kW. La superficie acristalada tenía un diámetro de 240 m y una superficie de 46,000 m2. La chimenea o torre tenía 10 m de diámetro y 195 m de alto.

Hoy se está estudiando la instalación de una central similar en Fuente del Fresno, en Ciudad Real, con chimenea de 750 m y superficie colectora de 350 Ha de las que 250 son utilizables como invernadero, y que generaría 40 MWe

En Australia se está estudiando también la instalación de una de estas torres de 1.000 m de altura, campo colector de 5 km de diámetro y que generaría 200 MW

Energía solar fotovoltaica

Se denomina energía solar fotovoltaica a una forma de obtención de energía eléctrica a través de paneles fotovoltaicos.

Los paneles, módulos o colectores fotovoltaicos están formados por dispositivos semiconductores tipo diodo que, al recibir radiación solar, se excitan y provocan saltos electrónicos, generando una pequeña diferencia de potencial en sus extremos. El acoplamiento en serie de varios de estos fotodiodos permite la obtención de voltajes mayores en configuraciones muy sencillas y aptas para alimentar pequeños dispositivos electrónicos.

Véase también: Panel fotovoltaico
A mayor escala, la corriente eléctrica continua que proporcionan los paneles fotovoltaicos se puede transformar en corriente alterna e inyectar en la red eléctrica, operación que es muy rentable económicamente pero que precisa todavía de subvenciones para una mayor viabilidad.

El proceso, simplificado, sería el siguiente: Se genera la energía a bajas tensiones (380-800 V) y en corriente continua. Se transforma con un inversor en corriente alterna. Mediante un centro de transformación se eleva a Media tensión (15 ó 25 kV) y se inyecta en las redes de transporte de la compañía.

En entornos aislados, donde se requiere poca potencia eléctrica y el acceso a la red es difícil, como estaciones meteorológicas o repetidores de comunicaciones, se emplean las placas fotovoltaicas como alternativa económicamente viable. Para comprender la importancia de esta posibilidad, conviene tener en cuenta que aproximadamente una cuarta parte de la población mundial no tiene acceso a la energía eléctrica.

Producción de energía solar fotovoltaica


Alemania es en la actualidad el segundo productor mundial de energía solar fotovoltaica tras Japón, con cerca de 5 millones de metros cuadrados de colectores de sol, aunque sólo representa el 0,03% de su producción energética total. La venta de paneles fotovoltaicos ha crecido en el mundo al ritmo anual del 20% en la década de los noventa. En la UE el crecimiento medio anual es del 30%, y Alemania tiene el 80% de la potencia instalada.

El crecimiento actual de las instalaciones solares fotovoltaicas está limitado en 2006 por la falta de materia prima en el mercado (silicio de calidad solar) al estar copadas las fuentes actuales. Diversos planes se han establecido para nuevas factorías de este material en todo el mundo, incluyendo en mayo de 2006 la posibilidad de que se instale una en España con la colaboración de los principales actores del mercado. La inyección en red de la Energía solar fotovoltaica, está probada por el Gobierno Español con el 575 % del valor del kilowatiohora normal. Lo que corresponde con unos 0,44 céntimos por cada kwh que se inyecte en red.

Actualmente, el acceso a la red eléctrica en España requiere una serie de permisos de la administración y la autorización de la compañía eléctrica distribuidora de la zona. Esta tiene la obligación de dar punto de enganche o conexión a la red eléctrica, pero en la práctica el papeleo y la reticencia de las eléctricas están frenando el impulso de las energías renovables. Las eléctricas buscan motivos técnicos como la saturación de la red para controlar sus intereses en otras fuentes energéticas y con la intención de bloquear la iniciativa de los pequeños productores de energía solar fotovoltaica. Esta situación provoca una grave contradicción entre los objetivos de la Unión Europea para impulsar las energías limpias y la realidad de una escasa liberalización en España del sector energético que impide el despegue y la libre competitividad de las energías renovables.

Centrales de energía solar fotovoltaica

La mayor central de energía solar del mundo hasta el año 2004 se encontraba en la ciudad de Espenhain, cerca de Leipzig. Con 33.500 paneles solares modulares monocristalinos y una capacidad de producción de 5 megavatios, la central es suficiente para abastecer a 1.800 hogares. La inversión ascendió a 20 millones de euros, según Shell Solar y Geosol, las firmas constructoras. Actualmente la empresa alemana SAG Solarstrom, que opera en España con el nombre TAU Solar, ha construido la mayor huerta solar del mundo en Erlasee (Alemania). Esta sustituye a la central de Espenhain. La nueva central de Erlasee cuenta en su totalidad con una capacidad de producción de 12 megavatios.

El mayor fabricante europeo de productos fotovoltaicos es la compañía alemana RWE SCHOTT Solar con sede en Alzenau (Baviera). Esta compañía posee la planta de producción fotovoltaica más moderna y completamente integrada del mundo. En 2003 la compañía generó ventas netas de 123 millones de euros y tiene más de 800 empleados.

Además Friburgo de Brisgovia es la sede de ISES (Sociedad Internacional de Energía Solar).



Fuente : Wikipedia

Energía solar térmica

La energía solar térmica o energía termosolar consiste en el aprovechamiento de la energía del Sol para producir calor que puede aprovecharse para cocinar alimentos o para la producción de agua caliente destinada al consumo de agua doméstico, ya sea agua caliente sanitaria, calefacción, o para producción de energía mecánica y a partir de ella, de energía eléctrica. Adicionalmente puede emplearse para alimentar una máquina de refrigeración por absorción, que emplea calor en lugar de electricidad para producir frío con el que se puede acondicionar el aire de los locales.

Producción de agua caliente para usos sanitarios

En cuanto a la generación de agua caliente para usos sanitarios, hay dos tipos de instalaciones: las de circuito abierto y las de circuito cerrado. En las primeras, el agua de consumo pasa directamente por los colectores solares. Este sistema reduce costos y es más eficiente (energéticamente hablando), pero presenta problemas en zonas con temperaturas por debajo del punto de congelación del agua, así como en zonas con alta concentración de sales que acaban obstruyendo los paneles.

Energía solar

Especialmente populares son los equipos domésticos compactos, compuestos típicamente por un depósito de unos 150 litros de capacidad y dos colectores de un 1 metro cuadrados cada uno. Estos equipos, disponibles tanto con circuito abierto como cerrado, pueden suministrar el 90% de las necesidades de agua caliente anual para una familia de 4 personas, dependiendo de la radiación y el uso. Estos sistemas evitan la emisión de hasta 4,5 toneladas de gases nocivos para la atmósfera. El tiempo aproximado de retorno energético (tiempo necesario para ahorrar la energía empleada en fabricar el aparato) es de un año y medio aproximadamente. La vida útil de algunos equipos puede superar los 25 años con un mantenimiento mínimo, dependiendo de factores como la calidad del agua.

Es habitual encontrarse con instalaciones en las que el acumulador contiene una resistencia eléctrica de apoyo, que actúa en caso de que el sistema no sea capaz de alcanzar la temperatura de uso (normalmente 40ºC). En algunos países se comercializan equipos que utilizan el gas como apoyo.

Las características constructivas de los colectores responden a la minimización de las pérdidas de energía una vez calentado el fluido que transcurre por los tubos, por lo que se encuentran aislamientos a la conducción (vacío u otros) y a la rerradiación de baja temperatura.

Además de su uso como agua caliente sanitaria, calefacción y refrigeración (mediante máquina de absorción), el uso de placas solares térmicas (generalmente de materiales baratos como el polipropileno) ha proliferado para el calentamiento de piscinas exteriores residenciales, en países donde la legislación impide el uso de energías de otro tipo para este fin.

En muchos países hay subvenciones para el uso doméstico de energía solar, en cuyos casos una instalación doméstica puede amortizarse en unos 5 o 6 años. El 29 de septiembre de 2006 ha entrado en vigor en España el Código Técnico de la Edificación, que establece la obligatoriedad de implantar sistemas de agua caliente sanitaria con energía solar en todas las nuevas edificaciones, con el objetivo de cumplir con el protocolo de Kioto.