tecnologÍas avanzadas de reducciÓn de la...

MODULO ATMOSFERA- Técnicas no convencionales de depuración

1

TECNOLOGÍAS AVANZADAS DE REDUCCIÓN DE LA CONTAMINACIÓN Y

NUEVAS TENDENCIAS ENERGETICAS 1. Introducción 2. Tecnologías avanzadas de reducción de la contaminación

2.1. Actuaciones sobre el combustible 2.2. Nuevos procesos de combustión 2.3. Tratamiento de gases residuales

3. Nuevas tendencias energéticas 3.1. Biocombustibles 3.2. Eólica 3.3. Tecnologías del hidrógeno 3.4. Cogeneración 3.5. Absorción

1. INTRODUCCION El problema de la contaminación del aire causada por emisiones gaseosas de origen antropogénico ha tenido distintas respuestas a lo largo del tiempo, con una evolución en su enfoque que ha corrido paralela a otros problemas de contaminación por vertidos líquidos o por residuos. Primero se empezó por la construcción de chimeneas que, mediante la dilución de los contaminantes, disminuían los problemas causados a la población cercana. Posteriormente se instalaron sistemas de tratamiento de los gases para eliminar de estos los contaminantes. Sistemas que, conforme aumentaron las exigencias sociales, se fueron haciendo más y más complejos técnicamente. Se recurrió entonces a mejorar tanto la materia prima como los procesos a fin de reducir los contaminantes a separar. Como un paso más, se ha intensificado la búsqueda y el desarrollo de tecnologías y combustibles alternativos que puedan ser considerados "limpios", y las nuevas tendencias podrían ir por una modificación importante de los hábitos de consumo.


2

Por otro lado, están dando la cara problemas de contaminación casi no detectados hasta hace muy poco, como son la disminución de la capa de ozono y el aumento del efecto invernadero, que pueden hacer que se considere contaminantes a sustancias que, como el CO2, no estaban catalogados como tales hasta ahora. La evolución en España de la emisión de SO2, NOx y CO2 por sectores, medida en miles de toneladas al año, es la que aparece en las tablas que se presentan a continuación, según los datos manejados por distintos organismos internacionales, como la Comisión de la Energía para Europa de las Naciones Unidas, UNECE y el informe español a UNFCCC.

Emisiones en España de óxidos de azufre por sectores (kt de SO2) por procesos de combustión

1970 1980 1990 2003

Generación eléctrica 535 1705 1736 933

Refino petróleo 51 140 175 95

Combustión industrial 562 530 285 238

Transporte rodado 31 67 98 16

Residencial, comercial 60 111 78 41

Emisiones en España de óxidos de azufre por sectores (kt de SO2) por procesos industriales

1970 1980 1990 2003

Procesos industriales 63 63 63 12

Emisiones en España de óxidos de nitrógeno por sectores (kt de NOx) por combustión

1970 1980 1990 2003

Generación eléctrica 63 169 186 280

Refino petróleo 8 25 32 26

Combustión industrial 93 92 76 210

Transporte rodado 288 614 885 547

Residencial, comercial 11 26 21 36

Emisiones en España de óxidos de nitrógeno (kt de NOx) por procesos industriales

1970 1980 1990 2003

Procesos industriales 54 54 54 11


3

Emisiones en España de dióxido de carbono por sectores (kt de CO2) por combustión

1970 1980 1990 2003

Generación eléctrica 84260

Refino petróleo 12542

Combustión industrial 59781

Transporte rodado 81072

Residencial, comercial 23070

Emisiones en España de dióxido de carbono (kt de CO2) por procesos industriales

1970 1980 1990 2003

Procesos industriales 20007

Entre las instalaciones de producción de electricidad, son las centrales térmicas no nucleares, que queman fundamentalmente carbón, fuel-óleo y gas natural, las que producen esas enormes cantidades de contaminantes atmosféricos. En España, casi la mitad (un 49% en 2003) de la energía eléctrica producida (más de 96 millones de MWh de un total cerca de 196 millones de MWh en 2003) lo fué en las citadas centrales termoeléctricas no nucleares (37% en centrales de carbón y 12% en grupos de fuel y gas). Es evidente que, de entre la gran diversidad de procesos contaminantes, el que genera más contaminación del aire es sin duda la combustión (ya sea en instalaciones industriales o en calderas de centrales térmicas de producción de electricidad), que genera más del 80% de las emisiones de SO2 y una parte significativa (un 20%, que pasa a ser más del 90% si incluimos el transporte) de las de NOx. Los sistemas de tratamiento que se le aplican son, por lo general, extrapolables a los otros procesos.


4

2. NUEVAS TECNOLOGÍAS DE REDUCCIÓN Se va a dividir el tema de reducción, intentando agrupar y clasificar las distintas actividades que se están llevando a cabo para reducir la grave contaminación causada, en tres apartados: -Actuaciones sobre el combustible. -Nuevos procesos de combustión . -Tratamiento de los gases. 2.1. ACTUACIONES SOBRE EL COMBUSTIBLE Los contenidos en azufre y el poder calorífico superior de cada uno de esos combustibles son los siguientes: AZUFRE PCS (%) kcal/kg Hulla/Antracita 1.2 4800 Lignito negro 6.0 3000 Lignito pardo 2.9 2100 Fuel-Oil 3.5 10100 Los datos de contenido en azufre y poder calorífico son evidentemente medias, existiendo una gran disparidad entre los distintos carbones producidos en nuestro país y que entran dentro de la misma denominación. Hay que resaltar que un poder calorífico menor supondrá un mayor consumo de combustible para generar la misma energía, lo que significa generalmente una mayor emisión de óxidos de azufre. P.e., si la hulla tiene 1.6 veces el poder calorífico del lignito negro y 5 veces menos de contenido en azufre, las emisiones de SO2 serán 8 veces mayor si quemamos lignito en lugar de hulla para generar la misma cantidad de energía. Existe una capacidad de producción eléctrica mayor que la utilizada, especialmente en el caso de las centrales de fuel, que no se utilizan salvo para situaciones concretas debido a su alto costo en relación al carbón.


5

En cuanto a la combustión industrial, salvo el consumo de carbón en la metalurgia y el de carbón y coque de petróleo en las cementeras, el principal combustible consumido es el fuel, aunque está empezando a sustituirse, allí donde es posible, por gas natural, con un contenido muy bajo en azufre. Desde hace años se viene sometiendo a los combustibles a una serie de procesos, fundamentalmente físicos, tendentes a la eliminación de, al menos, una parte del azufre que llevan incorporado. El carbón mineral se extrae mezclado con una serie de compuestos minerales, de los cuales los más importantes son los sulfuros metálicos, que suponen el origen de un porcentaje importante del azufre emitido en las combustiones. La separación de estos sulfuros, o lavado del carbón, se efectúa por diferentes métodos, como: • La separación en medios densos, donde el carbón triturado flota, hundiéndose los

sulfuros, sulfatos y otras impurezas. • Separación en espuma, basada en el carácter hidrófilo o hidrófobo de las partículas,

agregando un agente espumante a carbón triturado en agua. • Separación magnética, aprovechando las propiedades diamagnéticas del carbón

frente a las paramagnéticas de las sustancias que lo acompañan. • Otros métodos, como separación hidráulica en caja pistón, separación

electrostática, etc. Estos métodos sólo consiguen separar el azufre inorgánico, pero no el orgánico contenido en el carbón. Para poder eliminar estos últimos se pueden utilizar métodos químicos, como son la licuefacción (hidrogenación catalítica con corriente de hidrógeno, donde la casi totalidad del azufre va en la fracción gaseosa en forma de SH2), la pirólisis (calentamiento en defecto de aire, con formación de fracciones sólida, líquida y gaseosa) y que está empezando a emplearse para la incineración de residuos, y, más recientemente y a mayor escala, la gasificación.


6

2.1.1. GASIFICACION Esta se efectúa introduciendo el carbón finamente triturado en un lecho fluido a alta temperatura (800-1300ºC), donde se inyecta de forma continua aire en defecto (es mejor introducir sólo O2 previamante separado del aire por métodos criogénicos, a fin de mejorar la riqueza energética del gas resultante), vapor de agua y, en algunos casos, dolomita. Se producen las siguientes reacciones: C + H2O = CO + H2 CO + H2O = CO2 + H2 Teniendo en cuenta que el carbón está parcialmente hidrogenado, se obtiene como resultado de la gasificación CO2, CO (un 60% del gas aproximadamente), H2 (un 20% del gas), CH4 y C2H6 fundamentalmente. Este gas tiene las grandes ventajas sobre el carbón de poder servir de combustible a las turbinas de gas y de poder quemarse a menor temperatura que éste. El azufre que acompaña al carbón, tanto orgánico como inorgánico, se habrá transformado primero en SH2, para luego extraerse bien mediante reacción con la dolomita en aquellas instalaciones que la utilizan, transformándose en S2Ca sólido que será retenido por los sistemas de filtrado del gas o mediante la absorción y obtención de azufre elemental en un proceso Claus (éste es el método empleado en la planta de gasificación de carbón y coque de petróleo de Elcogás en Puertollano, la mayor del mundo). Un factor a tener en cuenta a la hora de inyectar alguna caliza que se descomponga en CO2 y cal adsorbente es la temperatura en el gasificador, ya que por encima de 1300ºC la cal sinteriza. La reacción que se produce en el gasificador es exotérmica, por lo que se puede disponer en el interior del gasificador una caldera para aprovechar el excedente de calor generando vapor de agua que puede ser utilizado para mover una turbina de vapor.


7

Una gran ventaja de este proceso es que se consigue una vitrificación de las cenizas, con lo que se produce un residuo absolutamente inerte que no necesita de un tratamiento posterior ni de un costoso sistema de eliminación. El gas caliente generado debe ser limpiado de contaminantes antes de quemarlo en turbina. Estos contaminantes son fundamentalmente partículas, SH2 si no se ha inyectado caliza, ClH, FH2, COS, fenoles y alquitranes de la fracción volátil del carbón y NH3. Para la eliminación de partículas se pueden utilizar distintas tecnologías, como lavado o electrofiltro, aunque en la citada central de Puertollano se ha optado por ensayar un filtro cerámico, que, frente a lo que le ocurre a los filtros de tejidos, puede soportar la temperatura del gas. Las cenizas recogidas en el filtro cerámico se devuelven al gasificador para conseguir su vitrificación. A la salida del filtro el gas contiene menos de 1 mg/Nm3 de cenizas volantes. Para eliminar el clorhídrico y el fluorhídrico se procede a un lavado en un venturi, donde adicionalmente se retienen las cenizas volantes que hayan podido escapar del filtro cerámico. En este lavador se genera una torta que debe llevarse a un vertedero controlado. A continuación el gas se envía a desulfuración para extraer azufre elemental mediante un proceso Claus. En él se extrae el sulfhídrico de la corriente de gases mediante un sistema de absorción, para posteriormente obtener azufre. 2RNH2 + SH2 = (RNH3)2S 2SH2 + SO2 = 2H2O + S El gas limpio se envía a una turbina de gas, en cuya cámara de combustión se quema previa mezcla con el nitrógeno que sobró al obtener el oxígeno inicial del aire. El objeto de esta mezcla es el rebajar la temperatura de los gases de combustión antes de entrar en los álabes de la turbina. Este enfriamiento se consigue normalmente mezclando con gran cantidad de aire, pero eso supone un exceso importante de oxígeno que genera gran cantidad de óxidos de nitrógeno. También se puede conseguir la gasificación subterránea del carbón, esto es, sin necesidad de extraerlo siquiera de la mina.


8

El principio de la gasificación es el mismo que se ha expuesto. Es decir, se trata de inyectar agua y oxígeno en una masa de carbón, provocar su ignición y extraer el gas generado, que será posteriormente tratado antes de utilizarlo. Para conseguir la ignición del carbón se puede utilizar una llama de gas o una combinación de líquidos hipergólicos, que arden espontáneamente cuando se mezclan. Una vez que empiece la gasificación, se hace retroceder poco a poco el punto de inyección a fin de que aquella progrese. La relación molar de inyección agua/oxígeno debe estar sólo en torno a 1, dada la humedad presente. Para apagar el fuego se inyectará nitrógeno, y después de algunos días todas las cavidades estarán llenas de agua. El proyecto que actualmente se lleva a cabo en Teruel (con un presupuesto de unos 2500 millones de pesetas) se ha constituido un consorcio de empresas españolas y extranjeras con el apoyo de la U.E.. Hay que destacar que las características del yacimiento estudiado las cumplen una gran parte de los recursos españoles de carbón. Ya se han terminado los sondeos y se va a proceder a la construcción de las instalaciones de proceso. 2.2. MEJORAS EN LOS PROCESOS 2.2.1. PROCESOS DE COMBUSTION CON BAJO NOx En las zonas de llama de las calderas, donde se alcanzan altas temperaturas, se producen diversas reacciones que dan lugar a la aparición de óxidos de nitrógeno "térmicos". La formación de estos dependerá de la temperatura del horno o caldera, de la concentración de oxígeno y del tiempo de residencia de los gases de combustión en el frente de llama. La temperatura aumenta con la carga térmica y disminuye con la superficie de refrigeración. De esto se deducen diferentes métodos de reducción de las emisiones de NOx: -Diseño de la caldera; -Quemadores de bajo NOx; -Combustión por etapas; -Recirculación de gases de escape; -Combustión con poco exceso de aire; -Desnitrificación catalítica; -Reducción de la carga térmica.


9

• DISEÑO DE LA CALDERA. Para calderas industriales se debe aumentar la

superficie de refrigeración en la zona de la llama, para lo que se puede aumentar la separación vertical y horizontal de los quemadores, aumentar el número de quemadores, dirigir la llama a lo largo de paredes o mantener limpias de escoria y barros las paredes.

• QUEMADORES DE BAJO NOx. Se retrasa la mezcla de aire y combustible

produciendo una llama de difusión poco turbulenta y relativamente baja temperatura. Además, controlando la velocidad, caudal y dirección de corrientes de aire y combustible, se consigue una atmósfera reductora en la zona inicial de la combustión, reduciendo también la conversión del N2 del combustible y obteniendo reducciones de las emisiones de NOx del 50%. Es la técnica más utilizada actualmente, aunque produce llamas más largas que pueden ser impracticables en calderas pequeñas y no vale para la antracita, que necesita mayores temperaturas de combustión.

• COMBUSTION POR ETAPAS. Se trata de una combustión primaria normal y una

secundaria en una zona rica en combustibles y baja en O2. La combustión se completa en una zona posterior a más baja temperatura y en atmósfera rica en aire. Este método es efectivo en calderas existentes no diseñadas para controlar los NOx, pudiéndose alcanzar reducciones superiores al 40% del total si se utiliza sólo carbón (hasta el 60% si se utiliza gas natural, en proporción aproximada de un 15% del total del combustible, en la 2ª etapa).

En la combustión escalonada, alrededor del 85% de la carga térmica se libera en la zona de combustión primaria donde arde el carbón. Posteriormente se inyecta gas natural (el 15% restante) con un gran defecto de aire para crear una zona con atmósfera reductora rica en combustible, donde los óxidos de nitrógeno formados en la combustión principal reaccionan con los radicales de hidrocarburos del gas natural, formándose nitrógeno molecular y amoniaco. La combustión se completa a continuación, con aire a baja temperatura, regenerándose una parte de los óxidos de nitrógeno a partir del nitrógeno molecular y el amoniaco generados en la segunda etapa. En cuanto a la rentabilidad económica del proceso, se ha estimado en 40 €/kW la inversión necesaria para instalarlo en una caldera existente, contra los 100 €/kW en el caso de la desnitrificación catalítica de los gases de escape.


10

• RECIRCULACION DE GASES DE ESCAPE. Consiste en dirigir una parte de los

gases de escape desde la entrada del precalentador de aire hasta el colector de aire a inyectar en la caldera, con lo que se reduce la temperatura en la caldera. El sistema es complicado de instalar, puede generar inestabilidad en la llama y, además, sólo se puede alcanzar una reducción del 20% de óxidos de nitrógeno.

• COMBUSTION CON POCO EXCESO DE AIRE. Se utilizan quemadores

preparados para completar la combustión reduciendo al mínimo el exceso de aire. Se consiguen reducciones de NOx del 20%, aunque se produce mucha suciedad y corrosión en la caldera por inquemados.

• COMBUSTION CATALITICA. Mediante un catalizador se produce la combustión en

menos tiempo y a temperatura más baja, al maximizarse la zona de reacción y pudiéndose utilizar menos aire. No puede utilizarse para quemar antracita, pues necesita alta temperatura de combustión.

• REDUCCION DE LA CARGA TERMICA. La carga parcial de una caldera existente

o el sobredimensionamiento de una nueva provoca una combustión menos intensa y, por lo tanto, menos temperatura y NOx térmicos.

2.2.2. SO2. INYECCION DE SORBENTES EN EL HOGAR Esta tecnología surge para eliminar el SO2 producido en la combustión de carbón en las grandes calderas. En España se están haciendo actualmente diversas pruebas en algunas centrales térmicas. Es adecuada para conseguir desulfuraciones del orden del 50% en instalaciones con carbón cuyo contenido en azufre no supere el 1%, como es el caso del carbón importado. Consiste en la inyección de un sorbente, por lo general carbonato cálcico (CO3Ca) o hidróxido cálcico (Ca(OH)2), en el hogar, lo que provoca las siguientes reacciones: CaCO3 = CaO + CO2 -183 kj/g.mol Ca(OH)2 = CaO + H2O -108 kj/g.mol En la caldera la calcinación empieza a 800 ºC para la primera reacción y a 500 ºC para la segunda, a 1 atm de presión. Cuando se producen correctamente estas reacciones generan un CaO poroso, con mucha superficie activa. A temperaturas excesivamente


11

altas (1.300 ºC) el CaO sinteriza, presentando menor superficie activa. El SO2 se combina con el CaO según la siguiente reacción: CaO + SO2 + O2 = CaSO4 + 486 kj/g.mol La estabilidad del yeso formado depende de la temperatura y la presión parcial de SO2, y a altas temperaturas el CaSO4 formado es inestable. Por tanto, la temperatura es un factor limitante en la captura del SO2 por el CaO. La reactividad del CaO con el gas es función de la porosidad, o lo que es equivalente, de la superficie de contacto. Los datos experimentales indican que a una temperatura de 1100 ºC se consigue un área máxima y una elevada reactividad química del CaO. A menor tamaño de partícula se consigue mayor superficie específica, aunque el coste de la molienda encarece el proceso y es necesario buscar un tamaño de compromiso. Por tanto, el sorbente debe introducirse homogeneamente repartido y con la mayor penetración posible en una sección del hogar de la caldera en que la temperatura media sea de unos 1250ºC, al objeto de que el tiempo de residencia o de contacto sorbente-gases en la ventana de temperaturas 1250-800 ºC sea el mayor posible y el rendimiento de desulfuración sea óptimo. En las pruebas realizadas por Babcock & Wilcox Española (de la que se han sacado estos datos) en la C.T. de Almería se ha empleado una relación molar máxima de 3. 2.2.3. CALDERAS DE LECHO FLUIDO Es una tecnología que se está desarrollando actualmente con algunas variantes, de las cuales dos parece que están teniendo mejores resultados: lecho fluido presurizado y lecho fluido circulante. La combustión en lecho fluido a presión o PFBC (Pressurized Fluidized Bed Combustion), consiste en esencia en inyectar en un recipiente a presión (sobre 15 atm) una mezcla de carbón y caliza molidos, manteniéndose en suspensión mediante chorros de aire, con un comportamiento que se asemeja al de un fluido en ebullición.


12

La función de la caliza es capturar el azufre contenido en el carbón. El movimiento de las partículas en el lecho mejora el proceso de combustión del carbón y las temperaturas pueden mantenerse relativamente bajas (850 ºC a 900 ºC, casi la mitad que en una caldera convencional). Es en este rango de temperatura donde la reacción entre el SO2 y la caliza es más efectiva y, además, se limita la producción de NOx, ya que el nitrógeno del aire no reacciona a tan baja temperatura, haciéndolo solamente el nitrógeno contenido en el carbón. La alimentación del carbón y la caliza se puede realizar por vía seca (transporte neumático) o por vía húmeda, en forma de lodo bombeado, en función de las características del carbón. Para mantener la temperatura del lecho dentro del rango deseado, el calor se extrae continuamente mediante agua que circula por el interior de los tubos de una caldera sumergida en el lecho fluido. Este agua, convertida en vapor, alimenta una turbina para generar electricidad. Los gases calientes y a presión que salen del lecho circulan a través de unos ciclones, donde se eliminan las partículas sólidas para, posteriormente, expansionarse en una turbina de gas que produce el aire para fluidizar el lecho y mantener la presión en el mismo al mismo tiempo que genera electricidad. Así se obtiene un ciclo combinado cuya eficiencia es notablemente mayor que la de una central convencional. Esta tecnología permite quemar carbones con alto contenido en azufre, ya que más del 96% del azufre es capturado. Por otro lado, la emisión de NOx se reduce entre un 50 y un 70%. La transferencia de calor es varias veces superior a la de una caldera convencional, pudiéndose reducir proporcionalmente la superficie y, por tanto, el tamaño. El ciclo combinado permite conseguir rendimientos netos de hasta un 47%. Las calderas de lecho fluido circulante constan de: un hogar con paredes de agua, donde se inyectan el combustible, el aire y la caliza (se reduce un 90% del SO2); ciclones, con paredes de vapor, que aseguran la recirculación de los sólidos en ignición; y una zona de recuperación de calor o convección hacia donde se evacuan los humos y que alberga los serpentines del sobrecalentador y economizador.


13

2.3. TRATAMIENTO DE LOS GASES 2.3.1. NOx. REDUCCION CATALITICA Existen diversas técnicas para eliminar los óxidos de nitrógeno. En general pueden dividirse en sistemas secos y sistemas húmedos. Los húmedos consisten fundamentalmente en procesos de absorción en distintas soluciones (ozono+sosa, sulfito, compuestos orgánicos, complejos, etc.), mientras los secos son principalmente procesos de adsorción en carbón activo con reducción por amoniaco, de reducción selectiva no catalítica a altas temperaturas (unos 950 ºC) con amoniaco, de reducción catalítica no selectiva o bien de reducción selectiva catalítica a temperaturas moderadas. En general se prefieren los procesos que tienen N2 como subproducto, como es el caso de los procesos secos, aunque los procesos húmedos están aún en fase de desarrollo y podrían ser interesantes algunos subproductos. A continuación se expone la técnica de reducción catalítica selectiva. El proceso se basa en la reacción siguiente, que se conoce desde hace 40 años: catalizador 4 NO + 4 NH3 + O2 == 4 N2 + 6 H2O 200-400ºC Esta reducción con amoniaco, con los catalizadores comercialmente disponibles, tiene lugar entre 300 y 400 ºC, rango de temperatura que se encuentra normalmente en las calderas entre el economizador y el precalentador. Estos catalizadores están compuestos por una fase activa de pentóxido de vanadio y trióxido de tungsteno en un soporte de titanio, estando en desarrollo otros catalizadores basados en zeolitas. La capacidad de un catalizador de absorber amoniaco, reducir óxidos de nitrógeno y formar anhídrido sulfúrico depende del tamaño de sus poros y del volumen de estos. La forma física de los catalizadores varía, aunque las más corrientes son las de flujo paralelo, siendo las dimensiones de los canales entre 6 y 16 mm para gases con polvo y entre 3 y 10 mm para gases sin polvo. Suelen presentar entre 400 y 500 m2/m3 de superficie activa. La actividad de los catalizadores desciende con el tiempo, fundamentalmente debido a


14

la sinterización, que cierra poros, al envenenamiento (p.e. por metales alcalinos) y a la condensación de, p.e., bisulfito amónico o cristales de yeso. Normalmente los elementos del catalizador se ensamblan en módulos de 1x1x2 m. los módulos se colocan en pisos, teniendo un reactor normalmente de 3 a 4 pisos. Mención aparte merece la reducción catalítica no selectiva empleada en el tratamiento de los gases de algunos automóviles. Es el denominado "catalizador de tres vías" que emplean los automóviles de mayor cilindrada (por encima de 1.4 l). En estas unidades los óxidos de nitrógeno y el oxígeno contenidos en los gases (agentes oxidantes) se hacen reaccionar con el monóxido de carbono y el resto de hidrocarburos inquemados, asimismo presentes en estos efluentes gaseosos (agentes reductores no selectivos) para formar nitrógeno, dióxido de carbono y vapor de agua. La estequiometría del proceso se controla electrónicamente mediante una sonda lambda, que opera sobre la relación aire/combustible en la alimentación (opera con relaciones aire/combustible próximas a 14.7 en peso). Los catalizadores de tres vías están compuestos físicamente por un monolito de corderita, perforado por unos 400 canales horizontales por cada pulgada cuadrada, con espesores de pared de 0.15-0.2 mm, recubierto de alúmina y óxido de cerio hasta el 20% en peso e impregnado con mezclas de platino y rodio, con una relación en peso próxima a 4. El volumen de esta estructura catalítica es de alrededor de 1.6 l y su contenido en metales preciosos de aproximadamente 1.3 gramos. Según el tipo y el estado del motor, el catalizador elimina del 60 al 90% del monóxido de carbono y de los hidrocarburos inquemados y del 60 al 80% de los óxidos de nitrógeno. No se debe emplear gasolina con plomo ya que este metal envenena rápidamente el catalizador, aunque se puede emplear tanto en vehículos a carburador como a inyección. 2.3.2. CO2. METODOS DE ELIMINACION


15

Son cinco los métodos utilizados más usualmente para la captación de CO2: absorción química, absorción física, criogénicos, membranas y adsorción física. Fueron desarrollados con otro objeto, pero recientemente pueden encontrar utilidad en la prevención de un posible cambio climático causado por el aumento del efecto invernadero. Una planta convencional de carbón genera aproximadamente 0.9 t de CO2 por cada MWh producido. Es decir, una planta de 500 MW emite entre 8.000 y 10.000 t/día de CO2. Cuando el carbón se quema con un 110% del aire estequiométricamente necesario el CO2 supone sobre un 20% de los gases emitidos. El N2 supone cerca del 75% de los gases, siendo el resto fundamentalmente vapor de agua y cenizas. El CO2 captado de los gases deberá ser secuestrado finalmente bien bajo tierra, en un yacimiento vaciado de gas natural, bien bajo el mar a fin de que sea disuelto por este. Hay que tener en cuenta que la cantidad de CO2 emitido por las plantas de energía eléctrica es más de 30 veces mayor que la cantidad utilizada comercialmente. Se verán a continuación cada uno de los métodos: • ABSORCION QUIMICA. La más prometedora, consiste en un "stripping" químico

donde tiene lugar una reacción reversible entre el CO2 y otra sustancia (tal como mono-, di-, o tri-etanol amina; di-isopropanol amina; hidróxido sódico; carbonato sódico) para producir un líquido o un sólido que, mediante calentamiento, libera el CO2 y regenera la sustancia que ha reaccionado con él. Así, el proceso con monoetanol amina (MEA) se basa en:

C2H4HNH2 + CO2 + H2O = C2H4HNH3

+ + HCO3-

Algunos procesos típicos son los que denominados ADIP, ALKAZID, BENFIELD, CATACARB, ECONAMINE, MDEA, SEABORD, VACUUM CARBONATE, SNPA-DEA, SULFIBAN, SULFINOL GIAMARCO-VETROCOKE y STRETFORD.

Algunos de ellos están en plena operación para la captación de gases ácidos, incluido el CO2, de los yacimientos de gas natural, plantas de producción de amoniaco y otras aplicaciones. Con el proceso ECONAMINE, de Dow Chemical Co., se han instalado varias plantas en los últimos años en Estados Unidos y


16

Canadá con capacidades de captación de varios cientos de t de CO2 al día.

Los problemas presentados más significativos son tres: la degradación del disolvente debida a reacciones irreversibles con O2, SOx y COS; la corrosión en el absorbedor y en el regenerador; y las dificultades de operación causadas por condiciones de operación variables.

La mayor parte de la energía consumida en estos procesos se usa en elevar el vapor a presiones de unos 4.5 atm para regenerar el solvente. También requieren energía eléctrica para bombear el disolvente, comprimir el gas y enfriar el agua y la solución.

Se requiere por tanto un disolvente que tenga una alta capacidad de absorción (menos disolvente, menos energía para regeneración, bombeo y enfriamiento) a temperaturas moderadas y a presión atmosférica . Una baja temperatura de regeneración significa la posibilidad de utilizar el calor residual de la turbina.

Los datos publicados indican que una planta de carbón dotada con un sistema ECONAMINE para captar el 90% del CO2 y un sistema de absorción de SOx mediante cal-magnesio presenta una reducción de producción de potencia neta del 35% y el costo de instalación del sistema de tratamiento fue mayor que el costo de la propia planta. Estos son los costos, en euros, por cada t de CO2:

Subsistema Capital Energía Total ECONAMINE 10 12 22 Compresión y secado del CO2 4 5 9 Modificaciones del ciclo 6 - 6 Tubería de CO2 15 - 15 Deposición del CO2 5 - 5 Total 40 17 57 • ABSORCION FISICA. Se pueden utilizar líquidos orgánicos e inorgánicos para

absorber preferentemente algunas especies gaseosas de una mezcla de gases. El líquido absorbente se regenera incrementando su temperatura o reduciendo la presión. Se usan disolventes orgánicos (p.e. carbonato de propileno, metanol, dimetil eter, polietilen glicol) o inorgánicos, fundamentalmente agua de mar para el CO2. La capacidad de absorción aumenta con la presión y disminuye con la


17

temperatura. Puesto que la presión parcial del CO2 en los gases de una planta convencional es baja y su temperatura es alta, estos métodos no pueden competir con la absorción química.

Sin embargo, en las nuevas plantas que se están construyendo con carbón gasificado, donde la concentración de CO2 en los gases es mayor, y por tanto mayor su presión parcial, y con ciclo combinado, con menor temperatura de gases, podrían competir favorablemente con el citado método.

• METODOS CRIOGENICOS. Se basan en una serie sucesiva de etapas de

compresión y enfriamiento y, eventualmente, expansión del gas. Así se consigue licuar el CO2, siendo el gas restante fundamentalmente N2 y el exceso de O2 de la combustión. Este N2, que está a alta presión, se puede calentar y expandir en una turbina de gas a fin de disminuir los gastos energéticos. De todos modos, el coste energético es antieconómico.

• SISTEMAS DE MEMBRANA. Es difícil conseguir una membrana con la necesaria

selectividad. P.e. los polímeros de acetato de celulosa tienen una selectividad de 66, cuando sería necesario para una adecuada separación un ratio de 200.

• ADSORCION FISICA. Necesitan baja temperatura y alta presión parcial. No es muy

competitivo para el CO2 En cuanto a los sistemas de depósito del CO2 capturado, se busca que los tiempos de retención sean lo más elevados posible, por encima de los 1.000 años si es posible. Un sistema alternativo sería la forestación compensatoria, pero hay que tener en cuenta que una planta de 500 MW requeriría una superficie de bosque tropical de 2.000 km2. Los sistemas de depósito más estudiados son el depósito en el fondo del mar, a ser posible por debajo de los 3.000 m, el depósito en acuíferos profundos y el depósito en yacimientos agotados de gas o petróleo. El mar está continuamente intercambiando CO2 con la atmósfera, en órdenes de 90 Gt C/año (Gt = 109 t), transfiriéndose continuamente una pequeña cantidad de las aguas


18

superficiales a las profundas. A profundidades mayores de 3.000 m el CO2 se encuentra líquido y con mayor densidad que el agua de mar. No es viable instalar tuberías desde tierra hasta esa profundidad, pero si se podrían instalar tuberías verticales en las que se descargaría desde barco o plataforma. Además, en ciertos lugares las corrientes naturales transportan las aguas superficiales a grandes profundidades, como las aguas del Mediterráneo, más salinas, al entrar en el Atlántico. Si se inyecta CO2 en estas aguas superficiales las corrientes lo transportarán a las aguas profundas. Otro método de transporte del CO2 al fondo del mar puede conseguirse obteniendo CO2 sólido, con una densidad de 1.5 veces la del agua. Los bloques serían lanzados desde barco. El depósito en estructuras geológicas subterráneas permeables, como los acuíferos, constituye el segundo mayor potencial de almacenamiento de CO2. El tiempo de retención en estas estructuras será de millones de años, con la particularidad de que se producirán reacciones químicas entre el CO2 y la materia de las rocas. Si estas son de carbonatos, se producirá una disolución de estos formando bicarbonatos, lo que no aumentará significativamente la capacidad de almacenamiento. Sin embargo, si son silicatos, se producirá un depósito de carbonatos, que puede ampliar la capacidad de almacenamiento de CO2, especialmente en los silicatos calcico-magnésicos, según la siguiente reacción: 3MgCa(SiO3)2 + 3CO2 + 2H2O = H4Mg3Si2O9 + 3CaCO3 + 4SiO2 Esta reacción puede hacer de estos acuíferos un sumidero casi permanente de CO2. Otro posible tipo de depósito subterráneo lo constituyen los yacimientos agotados de gas y petróleo que no han sido invadidos por las aguas. También se ha propuesto la construcción de grandes depósitos esféricos térmicamente aislados para almacenar CO2 sólido. Se estima que con una capa de aislamiento de 2 m podría almacenarse en esferas de 400 m de diámetro CO2 sólido durante 4.000 años. 2.3.3. OLORES. METODOS BIOLOGICOS DE ELIMINACION


19

El olor está producido por un conjunto de sustancias cuando se encuentran en el aire en concentraciones superiores a determinados niveles umbral característicos de cada una de estas sustancias. Salvo algunas sustancias inorgánicas, como NH3, PH3, o SH2, la mayor parte de las sustancias olorosas son de naturaleza orgánica, como ácidos ligeros, aminas, aldehidos, cetonas, éteres y compuestos aromáticos y alifáticos de azufre y nitrógeno. A continuación se presentan los niveles umbral (en mg/m3) de algunas de estas sustancias: Cloroformo 1000 Acetato de etilo 200 Etanol 20 Amoniaco 4 Acido acético 3 Cloro 0.15 Sulfuro de hidrógeno 0.1 Trietilamina 0.1 Hidruro de fósforo 0.03 Metil mercaptano 0.003 El principal problema para su eliminación de las emisiones es que estas sustancias no son muy solubles en agua o en ácidos o bases, y que, debido a que son detectables a muy bajas concentraciones, el aire emitido tiene que ser depurado hasta extremadamente bajas concentraciones. Además de la combustión y la adsorción en carbón activo, generalmente se emplean lavadores o scrubbers para la separación de las sustancias altamente olorosas. Para este lavado se emplean dos procesos: químico y biológico. Los dos procesos son similares, constando de estas etapas: • Una transferencia de masa de las sustancias olorosas desde la fase gaseosa a la

fase líquida. • Una neutralización química de dichas sustancias, ya sean ácidas o básicas.

Mediante la formación de sales se reduce la presión parcial de la sustancia. En el


20

caso de ácidos ó bases fuertes será suficiente llegar a pH 7, pero en el caso, mucho más general, de ácidos o bases débiles es necesario subir ó bajar considerablemente el pH.

• Una regeneración del líquido de lavado por oxidación química de las sustancias

olorosas hasta formar otras menos olorosas o, en muy pocos casos, hasta CO2 + H2O, ó bien por degradación biológica por microorganismos, generalmente hasta CO2 + H2O.

El rendimiento de la absorción va a depender en gran parte de la carga residual en sustancias olorosas del agua recirculada (por tanto de la calidad de la regeneración), además de otros factores como la superficie de material de relleno (p.e. anillos Rasching) disponible para la transferencia de masa (es normal un espesor de 1 a 4 m), de la velocidad del gas (de 1 a 3 m/s), de la cantidad de líquido (entre 10 y 30 m3/m2.h) y de la temperatura. La oxidación química, que tiene lugar de forma más lenta que la neutralización antes citada, suele hacerse con sustancias como hipoclorito sódico (NaOCl) ó permanganato potásico (KMnO4). La oxidación biológica se produce por bacterias, siguiendo un principio similar a las plantas de tratamiento de aguas residuales con recirculación de fangos. El valor del pH debe permanecer entre 5 y 10 y el agua debe tener un contenido mínimo de oxígeno de 1 mg/l. El periodo de adaptación de las bacterias puede durar de 1 a 40 días. Es corriente el empleo de etapas dobles, químicas, biológicas o una de cada tipo. A continuación se presentan los rendimientos (presentados por la empresa KCH) en % de diferentes tratamientos de doble etapa a gases procedentes de los filtros de mangas de una incineración de fangos de depuradora. Biológico/ Biológico/ KMnO4/ H2SO4/


21

Biológico KMnO4 KMnO4 NaOCl ------------------------------------------------------------------- Dimetilsulfuro 98.4 99.3 100 97.7 Dimetidisulfuro 91.3 100 100 98.2 Furfural 98.1 100 100 100 2-acetil-furano 86.5 100 100 87.3 2-metiltiofeno 93.3 99.1 99.6 88.9 Metiletiltiofeno 92.4 99.3 99.7 81.9 Dimetilpirazina 94.1 100 100 89.1 Metiletilpirazina 94.9 99.6 100 91.7 Dimetiletilpirazina 94.9 99.6 99.7 89.8 Total 96.4 99.6 99.9 89.6 Olor 88 93 96 87 Los costos de una instalación biológica pueden ser del orden del 10 o 20% más altos. Entre las ventajas de los químicos se encuentra la flexibilidad y adaptabilidad a los cambios de concentraciones y tipos de sustancias y de pH, el amplio rango de temperaturas (de 10 a 90 ºC) y la posibilidad de tratar sustancias inorgánicas. Entre sus desventajas, además del costo en reactivos, está la dependencia de un sofisticado control y, en el caso de utilizar productos con cloro, la posibilidad de generar productos clorados altamente tóxicos como las cloraminas y aromáticos clorados.


22

3. NUEVAS TENDENCIAS ENERGÉTICAS 3.1. LOS BIOCOMBUSTIBLES Aunque no es nueva la siembra de determinados cultivos con fines energéticos, en los últimos tiempos, y motivado fundamentalmente por cuestiones de exceso de producción alimentaria en determinados mercados y por cuestiones ambientales, se está generando un creciente interés por esos cultivos. Son tres fundamentalmente los cultivos que se están empezando a extender con fines energéticos: • Los destinados a producir biomasa para plantas de generación de energía eléctrica. • Los que producen materia prima para obtener carburantes basados en alcoholes

(fundamentalmente etanol) de origen vegetal. • Los destinados a generar aceites vegetales utilizables, directamente o después de

ser modificados, como carburantes. Al mismo tiempo existe una biomasa residual que incluye residuos forestales y agrícolas, residuos de industrias forestales y agrícolas, residuos sólidos urbanos y otros residuos biogegradables, como efluentes ganaderos, lodos de depuradoras, aguas residuales urbanas, etc.. Para producir biomasa utilizable, sola o conjuntamente con algún otro combustible, en plantas de generación eléctrica se requiere que esta biomasa sea de muy bajo coste y alto rendimiento por unidad de superficie. Por ello se emplean especies leñosas de rápido crecimiento o herbáceas perennes de alta producción. Entre las especies leñosas destacan los chopos en zonas frescas o con posibilidad de riego barato y la robinia o el eucalipto en zonas más secas, pudiéndose alcanzar productividades entre las 10 y las 15 toneladas de materia seca por hectárea al año. De las especies hebáceas la que mejor se adapta parece que es el cardo (Cynara Cardunculus), que es una especie perenne con ciclo de producción de biomasa aérea anual. Su potente sistema radicular le permite aprovechar las aguas de otoño y primavera, llegando a productividades de 20 a 30 t de materia seca, generando al mismo tiempo semillas ricas en aceite y proteína.


23

El coste de producción de esta última biomasa está cercano a las 16 €/t, y dado su poder calorífico de 4.000 kcal/kg, el precio resultante de la termia (1.000 kcal) estaría sobre los 0.4 centavos. A efectos comparativos, el precio por termia del fuel nº2 es de 1.1 centavos, el de los carbones nacionales está entre 1.3 y 1.5 centavos y el de los carbones de importación está sobre 0,6 centavos. Un grave inconveniente para la generación eléctrica a partir de esta biomasa es el de la gran superficie de cultivo para el suministro a una central de un tamaño rentable. Suponiendo una productividad de 20 t/ha se necesitarían 400 ha para una potencia de 1 MW en una central de ciclo simple y 200 en una de ciclo combinado. Es decir, para una central de 100 MW se necesitarían 40.000 y 20.000 ha respectivamente. El ciclo combinado de generación se podría conseguir gasificando la biomasa con el mismo procedimiento expuesto para el carbón. Los bioalcoholes, y más concretamente el bioetanol o alcohol etílico de origen vegetal se obtiene por fermentación de materias primas azucaradas. Inicialmente se tiene un grado alcohólico del 10 al 15 % y se concentra hasta el 95-96 % (alcohol hidratado), o bien se puede deshidratar hasta el alcohol absoluto. El alcohol hidratado se puede utilizar directamente en motores de combustión algo modificados. El alcohol absoluto se está utilizando para fabricar ETBE (etil terciario butil éter) o MTBE (metil terciario butil éter), cuyas fómulas son: CH3 CH3 | | CH3-C-O-C2H5 CH3-C-O-CH3 | | CH3 CH3 La adición de estos compuestos oxigenados a las gasolinas mejora el índice de octano del carburante, es decir, presenta una mejor estabilidad a la compresión y por ello aumenta el rendimiento energético del motor (aprox. 1 unidad más de octano supone el 1% de reducción del consumo). Hasta ahora se empleaba el tetraetilo de plomo, pero está siendo sustituido y pronto se prohibirá su empleo.


24

Inicialmente, la sustitución se está haciendo con MTBE obtenido del petróleo. La utilización de ETBE de origen vegetal no sólo no origina emisión neta de CO2, sino que además reduce el CO y los inquemados y la emisión de plomo. El ETBE tiene un índice de octano y un poder calorífico ligeramente superior al MTBE y su rendimiento de fabricación a partir del isobutileno es mejor. Evidentemente el etanol obtenido con excedentes de vino es demasiado caro para ser utilizado de esta forma. Las materias primas deben ser productos hidrocarbonados de bajo coste tales como: • Azúcares (glucosa, fructosa o sacarosa) que pueden sufrir directamente un proceso

de fermentación. Estos productos provienen fundamentalmente de la caña de azúcar, del sorgo azucarero o de la remolacha. Con el sorgo azucarero, que necesita riegos en verano, se pueden generar del orden de 4.000 l/ha de etanol, con un coste de unos 0,6 €/l, de los que unas 0,36 corresponden a la materia prima y 0,24 a su transformación. Esta planta produce abundante bagazo, también susceptible de ser aprovechado energéticamente.

• Almidones o inulinas que, previamente a la fermentación, deben sufrir un proceso

de hidrólisis. Es el caso de los cereales, mandioca, patatas, pataca, etc.. La pataca, p.e., que es un cultivo que produce abundantes tubérculos, muy rústico pero que necesita abundantes riegos en verano, puede producir entre 5.000 y 6.000 l/ha de alcohol, a un coste de unos 0,42 €/l, de las que unos 0,12 € corresponden a la transformación de la materia prima.

Los aceites vegetales pueden utilizarse en motores Diesel en sustitución del gasóleo, ya sea directamente o tras una cierta transformación. La utilización directa en los motores Diesel normales (sin precámara de inyección) crea residuos carbonosos y dificultades en el sistema de inyección, al ser más viscosos que el gasóleo. La tendencia actual consiste en someter al aceite a una transesterificación, proceso mediante el cual se hidrolizan los enlaces "ester" de los triglicéridos liberándose glicerina y las cadenas de los ácidos grasos, que a su vez reaccionan con algún alcohol (metanol, etanol, butanol,...) dando moléculas lineales formadas por el ester del ácido graso y el alcohol que son menos viscosas que las del triglicérido original.


25

El proceso es relativamente sencillo desde el punto de vista técnico, debiéndose utilizar un catalizador (generalmente hidróxido potásico) y quedando como subproducto glicerina, que tiene buena comercialización. Este combustible así obtenido tiene actualmente varias denominaciones, como "diester" o "biodiesel", y existen en Europa varias plantas con cierta capacidad de producción (la capacidad europea es superior al millón anual de toneladas). El aceite utilizado es fundamentalmente el de colza, aunque en España es más previsible que se emplee el de girasol. El coste del biodiesel de girasol está en el orden de los 0,6 €/l, de los que unos 0,55 € son el precio del aceite original. Este precio del biodiesel es inferior al gasóleo si no se le suman impuestos a aquel. De todas formas, es previsible un descenso de los costos (al menos en un 40%) por un aumento de la riqueza grasa de las nuevas semillas y mejoras en el proceso de extracción y refinado del aceite. Una diferencia entre el de colza y el de girasol está en el índice de yodo (una medida de la insaturación de los carbonos), que es de 130 para el de girasol y de 115 para el de colza. 3.2. ENERGÍA EÓLICA

Posiblemente, le energía eólica será la de mayor crecimiento en los próximos años.

En estos momentos, la potencia eólica instalada en España es del orden de 6.000

MW, y REDESA estima en 13.000 la asumible por la red nacional.

Pero, ¿cuánta energía se puede obtener del viento?

3.2.1. LA ENERGÍA DEL VIENTO

La energía que se pretende extraer del viento es su energía cinética. Por tanto,

dependerá de la masa del viento que pasa por el generador (depende de la

superficie cubierta por el rotor y de la densidad del aire, que consideraremos

constante) y de la velocidad de éste.


26

Cuanto mayor sea la energía cinética que un aerogenerador extraiga del viento,

mayor será la ralentización que sufrirá el viento que deja el aerogenerador por su

parte izquierda en el dibujo.

Si intentamos extraer toda la energía del viento, el aire saldría con una velocidad nula, es decir, el aire no podría abandonar la turbina. En ese caso no se extraería ninguna energía en absoluto, ya que obviamente también se impediría la entrada de aire al rotor del aerogenerador. En el otro caso extremo, el viento podría pasar a través de nuestro tubo (arriba) sin ser para nada estorbado. En este caso tampoco habríamos extraído ninguna energía del viento.

Así pues, podemos asumir que debe haber alguna forma de frenar el viento que esté entremedio de estos dos extremos, y que sea más eficiente en la conversión de la energía del viento en energía mecánica útil. Resulta que hay una respuesta a esto sorprendentemente simple: un aerogenerador ideal ralentizaría el viento hasta 2/3 de su velocidad inicial. Para entender el porqué, tendremos que usar la ley física fundamental para la aerodinámica de los aerogeneradores: La ley de Betz dice que sólo puede convertirse menos de 16/27 (el 59 %) de la energía cinética en energía mecánica usando un aerogenerador. La ley de Betz fue formulada por primera vez por el físico alemán Albert Betz en 1919. Su libro "Wind-Energie", publicado en 1926, proporciona buena parte del conocimiento que en ese momento se tenía sobre energía eólica y aerogeneradores.

El coeficiente de potencia indica con qué eficiencia el aerogenerador convierte la energía del viento en electricidad.


27

Simplemente dividiendo la potencia eléctrica disponible por la potencia eólica de

entrada, para medir como de técnicamente eficiente es un aerogenerador. En otras

palabras, tomamos la curva de potencia y la dividimos por el área del rotor para

obtener la potencia disponible por metro cuadrado de área del rotor. Posteriormente,

para cada velocidad del viento, dividimos el resultado por la cantidad de potencia en

el viento por metro cuadrado.

El gráfico muestra la curva del coeficiente de potencia para un aerogenerador típico.

Aunque la eficiencia media de estos aerogeneradores suele estar por encima del

20%, la eficiencia varía mucho con la velocidad del viento (pequeñas oscilaciones

en la curva suelen ser debidas a errores de medición).

Como puede observar, la eficiencia mecánica del aerogenerador más alta (en este

caso del 44%) se da a velocidades alrededor de 9 m/s. Este valor ha sido elegido

deliberadamente por los ingenieros que diseñaron la turbina. A bajas velocidades

del viento la eficiencia no es tan alta, ya que no hay mucha energía que recoger. A

altas velocidades del viento, la turbina debe disipar cualquier exceso de energía por

encima de aquella para la que ha sido diseñado el generador. Así pues, la eficiencia

interesa sobretodo en la zona de velocidades de viento donde se encuentra la

mayor parte de la energía.

No es un fin en si mismo el tener una gran eficiencia técnica en un aerogenerador.


28

Lo que en realidad interesa es el coste de sacar los kWh del viento durante los

próximos 20 años. Dado que en este caso el combustible es gratis no hay necesidad

de ahorrarlo. Por tanto, la turbina óptima no tiene por qué ser necesariamente la de

mayor producción anual de energía. Por otro lado, cada metro cuadrado de área de

rotor cuesta dinero, por lo que, por supuesto, es necesario obtener toda la energía

que se pueda (mientras puedan limitarse los costes por kWh).

¿Cómo funciona un aerogenerador?

El rotor, compuesto por las palas del rotor y el buje, está situado corriente arriba de

la torre y la góndola en la mayoría de aerogeneradores modernos. Esto se hace

sobretodo porque la corriente de aire tras la torre es muy irregular (turbulenta).

¿Qué es lo que hace que el rotor gire?. La respuesta parece obvia: el viento.

Pero en realidad, no se trata simplemente de moléculas de aire que chocan contra

la parte delantera de las palas del rotor. Los aerogeneradores modernos toman

prestada de los aviones y los helicópteros tecnología ya conocida, además de tener

algunos trucos propios más avanzados, ya que los aerogeneradores trabajan en un

entorno realmente muy diferente, con cambios en las velocidades y en las

direcciones del viento.

La razón por la que un aeroplano puede volar es que el aire que se desliza a lo largo

de la superficie superior del ala se mueve más rápidamente que el de la superficie

inferior. Esto implica una presión más baja en la superficie superior, lo que crea la

sustentación, es decir, la fuerza de empuje hacia arriba que permite al avión volar.

La sustentación es perpendicular a la dirección del viento. El fenómeno de la

sustentación es desde hace siglos bien conocido por la gente que trabaja en la

construcción de tejados: saben, por experiencia, que el material de la cara a


29

sotavento del tejado (la cara que no da al viento) es arrancado rápidamente, si no

está correctamente sujeto a su estructura.

La potencia producida aumenta con el área de barrido del rotor

Cuando un agricultor habla de la extensión de tierra que está cultivando

normalmente lo hará en términos de hectáreas o de acres. Lo mismo ocurre con los

aerogeneradores, aunque en el caso del cultivo eólico se cultiva un área vertical en

lugar de una horizontal.

El área del disco cubierto por el rotor (y, por supuesto, las velocidades del viento)

determina cuanta energía podemos colectar en un año. Una típica turbina con un

generador eléctrico de 600 kW suele tener un rotor de unos 44 metros. Si dobla el

diámetro del rotor, obtendrá un área cuatro veces mayor (dos al cuadrado). Esto

significa que también obtendrá del rotor una potencia disponible cuatro veces

mayor.

Los diámetros de rotor pueden variar algo respecto a las cifras dadas arriba, ya que

muchos de los fabricantes optimizan sus máquinas ajustándolas a las condiciones

de viento locales: por supuesto, un gran generador requiere más potencia (es decir,


30

vientos fuertes) sólo para poder girar. Por lo tanto, si instala un aerogenerador en un

área de vientos suaves realmente maximizará la producción anual utilizando un

generador bastante pequeño para un tamaño de rotor determinado (o un tamaño de

rotor más grande para un generador dado). Para una máquina de 600 kW, los

tamaños de rotor pueden variar entre 39 a 48 m. La razón por la que, en zonas de

vientos suaves, se puede obtener una mayor producción de un generador

relativamente más pequeño es que la turbina estará funcionando durante más horas

a lo largo del año.

Las ventajas de las turbinas grandes son:

• Existen economías de escala en las turbinas eólicas, es decir, las máquinas más

grandes son capaces de suministrar electricidad a un coste más bajo que las

máquinas más pequeñas. La razón es que los costes de las cimentaciones, la

construcción de carreteras, la conexión a la red eléctrica, además de otros

componentes en la turbina (el sistema de control electrónico, etc.), son más o

menos independientes del tamaño de la máquina.

• Las máquinas más grandes están particularmente bien adaptadas para la

energía eólica en el mar. Los costes de las cimentaciones no crecen en

proporción con el tamaño de la máquina, y los costes de mantenimiento son

ampliamente independientes del tamaño de la máquina.

• En áreas en las que resulta difícil encontrar emplazamientos para más de una

única turbina, una gran turbina con una torre alta utiliza los recursos eólicos

existentes de manera más eficiente.

Razones para elegir turbinas más pequeñas:

• La red eléctrica local puede ser demasiado débil para manipular la producción de energía de una gran máquina. Este puede ser el caso de las partes


31

remotas de la red eléctrica, con una baja densidad de población y poco consumo de electricidad en el área.

• Hay menos fluctuación en la electricidad de salida de un parque eólico compuesto de varias máquinas pequeñas, pues las fluctuaciones de viento raras veces ocurren y, por lo tanto, tienden a cancelarse. Una vez más, las máquinas más pequeñas pueden ser una ventaja en una red eléctrica débil.

• El coste de usar grandes grúas, y de construir carreteras lo suficientemente

fuertes para transportar los componentes de la turbina, puede hacer que en

algunas áreas las máquinas más pequeñas resulten más económicas.

• Con varias máquinas más pequeñas el riesgo se reparte, en caso de fallo

temporal de la máquina (p.ej. si cae un rayo).

• Consideraciones estéticas en relación al paisaje pueden a veces imponer el uso

de máquinas más pequeñas. Sin embargo, las máquinas más grandes suelen

tener una velocidad de rotación más pequeña, lo que significa que realmente una

máquina grande no llama tanto la atención como muchos rotores pequeños

moviéndose rápidamente.

3.3. TECNOLOGIAS DEL HIDRÓGENO. PILAS DE COMBUSTIBLE Una célula de combustible es un dispositivo electroquímico que convierte la energía química de un combustible directamente en energía eléctrica. Su principio de funcionamiento es el mismo de las baterías, y está formada por los mismos elementos: un cátodo, un ánodo y un electrolito. Pero a diferencia de ésta, no se oxida o reduce el material del ánodo o cátodo, sino hidrógeno y oxígeno que se van aportando de forma continua al ánodo y cátodo respectivamente. Es decir: Anodo: Combustible (Hidrógeno) = Cationes + Electrones Cátodo: Oxidante (oxígeno) + electrones = aniones


32

El electrolito actúa como medio de transporte de un determinado ión (catión o anión, dependiendo del tipo de pila) hasta el polo opuesto, donde forma moléculas de agua. Por otro lado, los electrones se dirigen por el circuito exterior de la pila del ánodo al cátodo, generándose energía eléctrica. La tensión generada en una célula de combustible es del orden de 1 V. Basta con acoplar en serie un cierto número de células para obtener la tensión que se desee, constituyendo lo que se llama una pila de combustible. Aunque en principio la célula puede actuar con cualquier combustible, tan sólo es posible oxidar directamente el hidrógeno. Se pueden utilizar otros combustibles como el CO y el CH4 tras ser convertidos en H2 mediante un proceso de reformado. Debido a las pérdidas por combustión incompleta, caida óhmica y polarización, el rendimiento real de las pilas actuales alimentadas con gas natural está sólo por encima del 40%, y de las alimentadas con carbón gasificado entre el 35 y el 60%, mientras el rendimiento de una central térmica convencional está en torno al 33%. Por otro lado, el rendimiento de una planta basada en pilas es independiente de su tamaño, y su carácter modular permite su emplazamiento cerca de los lugares de consumo, posibilitando la utilización del calor residual. En cuanto a la contaminación generada, esta se reduce en varios órdenes de magnitud. Los tipos de pilas más empleados hasta el momento son: • Células de electrolito polimérico (PEFC), normalmente un ácido sulfónico fluorado

(se utilizaron en algunas naves espaciales y más recientemente en submarinos). El ión transportado es H+ y trabaja a menos de 120 ºC. Sus componentes son bastante caros.

• Pilas de combustible alcalinas (AFC), con KOH de electrolito y OH- de ión

transportado y funciona también a baja temperatura (se utilizaron en instalaciones militares móviles en los 60). Su alta sensibilidad al CO2 y el necesitar hidrógeno muy puro ha hecho que se ralentice su investigación.


33

• Pilas de ácido fosfórico (PAFC), con H3PO4 de electrolito y H+ de ión transportado. Funciona entre 180 y 220ºC y necesita que el combustible este exento de CO. Se encuentra en las etapas iniciales de comercialización.

En España están funcionando dos pequeñas centrales de este tipo, aunque de potencias pequeñas (10 kW) y para actividades de investigación.

• Pilas de carbonato fundido (MCFC), que emplean carbonatos fundidos (altamente

corrosivos) de litio o potasio, CO3= como ión transportado y trabajan entre 600 y 700 ºC. Las reacciones que se producen en el ánodo y el cátodo son las siguientes:

Anodo H2 + CO3

= = H2O + CO2 + 2e- CO + CO3

= = 2CO2 + 2e- Cátodo O2 + 2CO2 + 4e- = 2CO3

= • Pilas de combustible cerámicas o de óxido sólido (SOFC), basadas en el carácter

conductor de iones oxígeno del óxido de circonio ZrO2 dopado con pequeñas cantidades de itria Y2O3, lo que permite sustituir el electrolito líquido por esta cerámica sólida, que debe carecer de poros que permitan el paso de gas (al contrario que los electrodos, que deben presentar una porosidad elevada que facilite el transporte de los gases al electrolito). Trabajan entre 900 y 1.000 ºC y puede utilizar directamente metano o gases que contengan CO, como carbón gasificado, hidrocarburos o nafta, sin procesar apenas el combustible. Las reacciones son:

Anodo H2 + O= = H2O + 2e- CO + O= = CO2 + 2e- CH4 + 4O= = 2H2O + CO2 + 8e- Cátodo O2 + 4e- = 2O=

El rendimiento en células de este tipo supera el 50%, siendo las pérdidas más importantes las debidas a polarización. Si además se añade un ciclo de cogeneración se puede superar el 80%.

Existen tres configuraciones geométricas en desarrollo: tubular, bipolar plana y monolítica.


34

3.4. COGENERACION La cogeneración consiste en la producción conjunta de energía mecánica y de energía calorífica aprovechable en forma de gases o líquidos calientes. Los elementos comunes a cualquier sistema de cogeneración son: • Una fuente de energía primaria, en principio cualquier combustible. • Un elemento motor, que puede ser una turbina de gas, una turbina de vapor o

motores alternativos. • Un sistema de aprovechamiento de la energía mecánica, ya sea en el

accionamiento de generadores eléctricos o en accionamientos mecánicos, como compresores o bombas.

• Un sistema de aprovechamiento de la energía calorífica, que puede ser una caldera convencional, una caldera de recuperación, un secadero o intercambiadores.

La turbina de gas es una turbina accionada por los gases calientes procedentes de una cámara de combustión, en la que el aire se introduce mediante un compresor accionado por la propia turbina. En una turbina de vapor el accionamiento se produce por la expansión del vapor de alta presión procedente de una caldera convencional, pudiéndosele extraer parte del vapor para el proceso. Se llama ciclo combinado al que utiliza los gases procedentes de una turbina de gas para producir vapor en una caldera y mover una turbina de vapor. El principal beneficio de un sistema de cogeneración es el ahorro energético que supone. P.e., el consumo de 100 kWh de energía primaria en un sistema de cogeneración consistente en una turbina de gas y una caldera de recuperación de gases de escape generaría 20 kWh de energía eléctrica y 67.5 kWh de energía calorífica aprovechable, cuando para producir las mismas cantidades de energía con sistemas convencionales se necesitarían 132 kWh de energía primaria. Un industrial que instale un sistema de cogeneración no tendrá ahorro energético. Es más, deberá adquirir entre un 5-10% más de energía. Sin embargo, ahora parte de la energía la tendrá en forma de energía eléctrica, mucho más valiosa que la térmica. A continuación se va a describir uno de los elementos más utilizados en las instalaciones de cogeneración, que es la turbina de gas. La turbina de vapor es un elemento motor más sencillo que la de gas, aunque necesita una serie de elementos


35

adicionales muy complejos, como la caldera y el condensador. El accionamiento es debido a la expansión del vapor de alta presión procedente de la caldera hasta una presión de salida por encima de la atmosférica (turbinas de contrapresión) o por debajo de ella (turbinas de condensación, normalmente empleadas en las grandes centrales eléctricas). En algunas turbinas (turbinas de extracción) existe una toma de vapor en la carcasa para alimentar un determinado servicio. El rendimiento de las de contrapresión pura está en el 18% y las de condensación sin extracción alcanzan el 36%. 3.4.1. LA TURBINA DE GAS Una turbina de gas consta fundamentalmente de un compresor, una cámara de combustión y una turbina propiamente dicha. El aire es aspirado de la atmósfera y comprimido para después pasar a una cámara de combustión donde se mezcla con el combustible y se produce la ignición. Los gases calientes producto de la combustión fluyen a través de la turbina, donde se expansionan moviendo el eje que acciona el compresor y, en el caso más frecuente, un alternador. La dirección del flujo de gases calientes puede ser paralela al eje de la turbina (turbina axial, que es el caso más frecuente), o perpendicular a este (turbina radial). Las máquinas axiales tienen mejor rendimiento que las radiales, aunque son estructuras más complejas y costosas que estas últimas, que se suelen emplear para potencias reducidas, además de por su menor coste por su mayor robustez y menor mantenimiento. Las turbinas axiales pueden tener un solo eje (turbinas monoeje), compartido por el compresor y la turbina, que marchan a la misma velocidad, o dos ejes distintos, concéntricos o alineados, uno para el compresor y una parte de la turbina (turbina de alta presión, que proporciona energía exclusivamente al compresor) y otro para el resto de la turbina (turbina de potencia). En este caso al conjunto turbina de alta y compresor se le suele denominar generador de gas. En cuanto a los rendimientos, son mayores cuanto mayor potencia tiene la turbina, estando entre un 18% y un 35% (p.e. para una turbina pequeña de 3 MW estará en torno al 25%. Un factor de gran importancia para el rendimiento de la turbina es la temperatura de los


36

gases de entrada al compresor, ya que a mayor temperatura de los gases de entrada es mayor la energía necesaria para la compresión, por lo que interesa que los gases de entrada estén lo más frío posible. En el caso de turbinas monoeje el rendimiento disminuye también con la carga, ya que el aire seguirá siendo el mismo para menor cantidad de combustible, por lo que se modificará la temperatura de entrada de los gases a la turbina. Las turbinas de gas funcionan con un elevado exceso de aire para que la temperatura de los productos de la combustión al incidir sobre los álabes de la turbina no sea excesiva. El índice de exceso de aire con el que trabajan las turbinas está entre 2,75 y 5. En algunos casos, donde se dispone de nitrógeno, se puede utilizar éste en lugar del exceso de aire para controlar la temperatura. Las turbinas de gas pueden emplear combustible gaseoso (gas natural, propano, carbón gasificado) o líquidos (gasóleo, gasolina e incluso fuel con bajo contenido en azufre). Un elemento adicional a la turbina de gas en las instalaciones de cogeneración suele ser la instalación de quemadores de post-combustión en vena de aire con objeto de elevar la temperatura de salida de los gases de la turbina utilizando como comburentes los mismos gases, para así mejorar el rendimiento de la caldera de recuperación. 3.5. ABSORCIÓN

El principio básico de la producción de frío consiste en tomar el calor de un medio

que debe enfriarse (aire o agua), llamado fuente caliente y transferirlo hacia un

medio exterior (agua o aire exterior) que, lo calienta (fuente fría).

Esta transferencia de energía se realiza por la intermediación de un fluido

refrigerante sometido a un ciclo termodinámico continúo de sucesión de cambios de

estados: vapor/líquido.

El ciclo implica las cuatro fases siguientes:

• compresión: la temperatura y la presión del fluido bajo forma gaseosa se


37

elevan;

• condensación: al paso por un intercambiador situado al contacto del medio

exterior (más frío), el fluido pasa al estado líquido y expulsa calorías hacia el

exterior;

• distensión: el fluido bajo forma líquida ve reducida su presión así como su

temperatura;

• evaporación: al paso por un intercambiador situado al contacto con el medio

que debe enfriarse (más caliente), el fluido absorbe calorías y se vaporiza.

La puesta en circulación del fluido refrigerante está asegurada en la fase de compresión.

En función del medio utilizado para aumentar la presión y la temperatura de este fluido,

se pueden distinguir dos tipos de sistemas: los sistemas de compresión mecánica y los

de absorción. Se observa que una parte del circuito (condensador, reductor de presión,

evaporador) es estrictamente idéntica para los dos sistemas (ver las figuras a

continuación).

Con los sistemas a compresión mecánica, la compresión es realizada por un

compresor mecánico movido por un motor eléctrico o a gas (solución aún poco

desarrollada).

Con los sistemas a absorción, el paso del evaporador hacia el condensador se

realiza por la asociación de un fluido refrigerante a otro fluido calificado de

absorbente. Esta mezcla va a permitir el paso del fluido refrigerante de un nivel de

baja presión/baja temperatura a un nivel de alta presión/alta temperatura bajo el

efecto de un aporte de calor. Las propiedades del absorbente son (debido a su gran

afinidad con el refrigerante) de absorber vapores del refrigerante a baja presión y

separalos por calentamiento a alta presión.

Los otros componentes del sistema son en principio los mismos que en compresión.


38

Sistema de compresión

Sistema absorción

3.5.1. La pareja refrigerante/absorbente

Sistema de absorción

Las parejas de fluidos refrigerante/absorbente utilizados en las máquinas de

absorción actuales son de dos tipos: agua/bromuro de litio (H20/LiBr) en solución

acuosa y amoníaco/agua (NH3/ H20) diluida.


39

En las máquinas H20/LiBr, el agua puede utilizarse como fluido refrigerante porque

se mantiene muy a baja presión (absoluta) de apenas algunos kPa (1 kPa = 10

mbares absolutos). El agua es un excelente fluido refrigerante debido a sus

características físicas. Así para una misma potencia de frío, hay diez veces menos

fluido refrigerante en circulación en una máquina que utiliza del agua como fluido

que una máquina que utiliza del R22.

En las máquinas NH3/ H20, el fluido refrigerante utilizado es la amoníaco el cual

permite obtener temperaturas bajas en la salida del intercambiador.

Es sobre este principio de absorción por el que funcionan las instalaciones de

climatización a gas natural. Por su simplicidad, el interés de esta máquina es

evidente. Produce frío y/o calor y esto, sin complicaciones técnicas de puesta en

marcha respetando al mismo tiempo nuestro medio ambiente.

tecnologÍas avanzadas de reducciÓn de la...

Documents