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jueves, 26 de diciembre de 2013

Cada vatio cuenta: el viaje de la electricidad hasta tu bombilla

Saludos, fieles lectores.

Ha pasado ya casi un año desde la última vez que me digné a escribir en este humilde blog, y es que cada vez me apetece menos escribir sobre los temas que inauguraron el blog en su momento: principalmente la divulgación científica y técnica. No porque ya no me guste, sino porque hay infinidad de blogs que ya lo hacen y mucho mejor que este.

Sin embargo, hoy les voy a dejar un pequeño apunte sobre la última charla divulgativa que di hace ya más de un año en Astorga. Mi querida y admirada Marisa me invitó a hablar de energía en la primera edición de la Semana de la Ciencia de Astorga el año pasado y yo le correspondí con esta charlita (charlita por el contenido, no por la duración de un poco más de una hora).




Espero que les guste y me corrijan en lo que consideren oportuno.

sábado, 16 de julio de 2011

Yo también soy experta en energía

Nadie se escandalizará si digo que en este país nos caracterizamos por tener todos un título de Todólogo (o Todóloga, por aquello de la igualdad): tan pronto somos entrenadores de fútbol, como jueces, economistas, expertos en física nuclear y lo que nos echen. 
Pues yo no voy a ser menos, que de algo tendrá que servir el título de Ingeniero Técnico de Minas, especialidad en recursos energéticos, combustibles y explosivos.

Esta semana nos hemos levantado con la noticia de que en 2013 se cierra la central nuclear de Santa María de Garoña. Bueno, en realidad lo que ha pasado es que en Ministerio de Industria no ha renovado la concesión de explotación, que no es exactamente lo mismo que decretar el cierre. Por otra parte, los informes del CSN eran favorables, es decir, que "todavía es segura" (y esto lo pongo entre comillas, porque ninguna fuente de energía es segura al 100%, ni las renovables). Todo esto lo explica fenomenalmente bien el Doctor Manuel Fernández Ordóñez aquí.
Y cómo no, las reacciones no se han hecho esperar: los de las sectas pseudoecologistas han montado la fiesta, los del lobby pro-nuclear se han echado las manos a la cabeza y otros simplemente hemos intentado pensar.

Antes de empezar con el análisis que voy a hacer a continuación, tened en cuenta: soy pro-nuclear con peros, así que los que tengáis el discurso irracional preparado podéis dejar de leer ya mismo y empezar con vuestros dogmas de fe en los comentarios.

Una por una, voy a analizar las fuentes de energía que utilizamos más comunmente en España:

Carbón:

El del carbón ha sido un sector estratégico en nuestro país durante muchos años, y sigue siéndolo.
Si bien es cierto que es una industria poco rentable y que depende enormemente de las subvenciones (como hemos podido ver en el último año con la aprobación del decreto del carbón, varios EREs en empresas mineras y huelgas), si se dejase hundir supondría la ruina de varias comarcas (aunque, y desde mi punto de vista, esa ruina vendría dada por una mala inversión de dichas subvenciones, que no estaban destinadas a otra cosa que no fuera la transición a otro modelo industrial y que, en muchos casos, solo se destinaron a la construcción de polideportivos).
En cuanto a la generación de energía con carbón, todos estamos de acuerdo de que es la más contaminante, la que más CO2 emite y, por tanto, la menos deseable.
En nuestro sistema eléctrico, la generación térmica con carbón es una generación de base, sin capacidad de regular (capacidad muy reducida debido a la inercia térmica de las grandes calderas). 
En el caso de un desmantelamiento nuclear, el peso de la producción de base recaería sobre este tipo de centrales, aumentando así la quema de combustibles fósiles y la emisión de CO2 y otros gases de efecto invernadero, que nos alejarían mucho del compromiso adquirido en el Protocolo de Kyoto.
Aunque también, por otra parte, tenemos el proyecto de captura y secuestro de CO2 de CIUDEN, una opción nada desdeñable a la hora de fomentar el consumo de carbón mediante técnicas limpias. Pero la planta es experimental, única en España y hace poco hemos visto cómo Endesa pretende desmarcarse del proyecto si la UE no da más facilidades (más subvenciones que pagamos todos y encarecen todavía más el kW).
Podría seguir hablando del carbón hasta rellenar mil post, pero lo fundamental sería: si vamos a desmantelar la producción nuclear, el carbón ocupará su lugar y para ello habrá que construir más centrales térmicas que emitirán más CO2 (aunque quizá esta fuera una buena excusa para seguir desarrollando la captura y secuestro de carbono).

Nuclear:

No es, ni mucho menos, una tecnología limpia, aunque sí es una forma de generar energía sin emisión de CO2 (directa, se entiende).
Algo que digo muchas veces es que preferiría vivir cerca de una central nuclear antes que vivir cerca de una central térmica (como es el caso). La razón es sencilla: es más probable que acabe desarrollando una enfermedad respiratoria que mermará mi calidad de vida viviendo al lado de una central térmica, que el hecho de que por vivir cerca de una central nuclear acabe desarrollando un cáncer (algo que también me puede pasar cerca de una central térmica y que, de hecho, pasa).
Soy pro-nuclear, si, con peros. Pienso que la energía nuclear es necesaria para hacer una transición menos "violenta" y con menos prejuicios hacia otro modelo energético. Seamos realistas: con el petróleo alcanzando precios cada vez más altos se hace necesario el tránsito a un modelo distinto de transporte, ya sea mediante automóviles híbridos o totalmente eléctricos. Para cargar las baterías de esos automóviles tenemos que sacar la energía de alguna parte. Volvemos a lo de siempre, tiene que haber una producción base que nos garantice una continuidad en el consumo: carbón o nuclear.
Por otra parte, la energía nuclear tiene el gran pero de la gestión de los residuos, muy lejos de estar solucionado por el momento, y menos en España, donde hemos adoptado el modelo de ciclo abierto: el uranio se consume y los productos de fisión se consideran residuos inutilizables que se almacenan y no se recuperan.
Otra cosa que debemos solucionar es el tema del ATC, ya que los residuos de alta actividad los mandamos a Francia para que los almacenen allí al módico precio de 60.000 euros al día (sí sí, al día, y los pagamos entre todos).
En resumen: para seguir confiando en la energía nuclear en España, primero hay que constituir un buen sistema de gestión de residuos, ya sea como ciclo abierto, cerrado o cerrado avanzando; lo que no podemos hacer es seguir almacenando el combustible gastado en las saturadas piscinas de los reactores actuales, o algún día tendremos un disgusto.
Otra cosa a tener en cuenta: en los últimos años no se han construido ni se ha planeado construir nuevas centrales, lo que nos lleva a confiar en las ya construidas, con tecnologías de hace varias generaciones, lo cual no es muy alentador.

Renovables y régimen especial:

Aquí tenemos mucho para escoger, y prácticamente todas válidas. 
Podemos considerar como renovables estrella la hidroeléctrica, solar fotovoltaica y eólica.
La hidroeléctrica nos salva el culo de apagones en algún que otro pico de demanda, además de regular la producción frente a la demanda. El inconveniente: el impacto ambiental de los embalses. Por otra parte, solo se consideran de régimen especial (primas) los aprovechamientos de saltos que den una potencia menor o igual a 10 MW, el resto cotiza el kW a precio de mercado.
Con la solar fotovoltaica hemos sufrido (cómo no) una burbuja que nos está explotando en la cara. Es la energía renovable que más primas recibe, con mucha diferencia, y a la vez es una de las que menos energía produce. Contradictorio, ¿a que si? Echadle un vistazo a este artículo (otra vez del Doctor Fernández Ordóñez). ¿Os hierve la sangre? A mi si, estamos pagando el kW fotovoltaico a 10 veces el precio de mercado. Cuando os llegue el recibo de la luz, os cagáis en la energía solar fotovoltaica, yo ya lo hago, además de cagarme en otras cosas.
La eólica: podríamos decir que es el patito feo. A pesar de producir el 16% de la energía en régimen especial, casi 7 veces más que la fotovoltaica, se lleva poco más que la mitad de las subvenciones. El inconveniente: la intermitencia del viento, igual que en la fotovoltaica, el sol no sale por la noche, ni todos los días con la misma intensidad. 

Gas natural (ciclos combinados):

Las centrales de ciclo combinado supusieron una revolución hace unos años: emitían mucho menos CO2 que las térmicas convencionales de carbón y eran más rápidas en los arranques (mayor capacidad de adaptación a la demanda en cada momento). Por ello, los ciclos combinados se utilizan actualmente en el sistema eléctrico para la regulación más gorda, por decirlo de algún modo. Sería un error utilizarlas para la generación de base, porque perderíamos esa flexibilidad a la hora de regular la producción.
Por otra parte, el gas que quemamos en España viene de Argelia, en su mayor parte, lo cual nos supone una relativa inseguridad de abastecimiento si dependiéramos exclusivamente de esta energía. Es decir, que no es bueno confiar toda nuestra generación eléctrica a una fuente de energía que importamos del extranjero, ya que pueden darse problemas en el abastecimiento.

Entonces, ¿qué tenemos que hacer?

No hay una única solución al problema energético, ya que los factores que influyen en él son tremendamente numerosos y complejos.
Lo que se debe es alcanzar un mix energético que garantice la seguridad energética y sea sostenible, para lo cual, y siempre desde mi punto de vista, no se debería prescindir de la energía nuclear y se debería apostar mucho más fuerte por las fuentes renovables, sobretodo a pequeña escala (pequeñas comunidades capaces de generar su propia energía); pero regulando las subvenciones de manera racional y efectiva, evitando a toda costa las burbujas.

Y ahora, a comentar.

sábado, 21 de noviembre de 2009

Transporte por cadena de GNL: la planta de regasificación

En entradas anteriores ya os expliqué el funcionamiento de una planta de licuefacción de gas natural y, una vez que el gas ha sido licuado, también os expliqué qué opciones de transporte marítimo había.
El tema de hoy es qué se hace con el gas natural licuado (GNL) una vez el buque metanero ha llegado a la terminal portuaria.

Una vez que el barco atraca en la terminal de la regasificadora, el gas tiene que descargarse, almacenarse y finalmente, regasificarse.



Descarga del GNL:

Como ya se explicó en entradas anteriores, los buques metaneros constan de unos brazos de carga y descarga, los cuales debían tener unas características de aislamiento para que no se produzcan descompresiones bruscas del gas en su carga o descarga, debían ser lo sificientemente rígidos y, a la vez, flexibles para no verse afectados por el movimiento en vaivén del barco una vez conectados a la terminal.
El número de brazos por cada buque suele ser de cuatro, dos de operación y uno en reserva en caso de emergencia, y otro más para el retorno de vapores al barco.
Os preguntaréis por qué hay que devolver vapores al barco a la vez que éste se está vaciando. Muy sencillo, hay que compensar el volumen de gas desplazado en el barco para que, debido al empuje del agua, no se desestabilice y pueda hundirse.

El ritmo de descarga debe ser constante y se diseña para que en una hora se descargue un 10% de la capacidad total del buque. Por ejemplo: si el buque tiene una capacidad total de 130000 metros cúbicos, la descarga se hará con un caudal de unos 12000 metros cúbicos a la hora.

El gas que se descarga es almacenado en tanques aislados térmicamente para evitar evaporaciones del gas.


Aunque se procura que tanto los procesos de carga y descarga como el transporte y almacenamiento de GNL sean estancos, es decir, que el gas permanezca en forma líquida durante todo el proceso, siempre va a haber una parte del gas que se evapore, por mínima que sea. Ésto es el 'boil off', del que también he hablado ya.
Pues bien, en el proceso de descarga del GNL en la planta de regasificación, también se produce un boil off que, por supuesto, va a ser aprovechado. Esta parte del GNL que se va a evaporar tiene tres aplicaciones o destinos: el primero y más importante, el de regreso al barco para compensar el volumen desplazado, el segundo en compresores criogénicos ya dentro de la propia planta para recuperar vapores y la tercera, y solo en caso de emergencia, hacia una antorcha de venteo.


Regasificación del GNL:

El boil off citado anteriormente se utilizará en el relicuador, para recuperar todo el gas evaporado y poder pasarlo a vapor.
Los compresores criogénicos son los que se encargan de comprimir los vapores de GNL y enviarlos hasta el relicuador.

En el relicuador, la corriente de vapores de GNL recuperados en los compresores criogénicos
entra en contacto con una corriente de GNL procedente de los tanques de almacenamiento. El contacto entre fases hace que los vapores condensen y se mezclen con el resto del GNL, que a esa presión está subenfriado.

A continuación, el GNL es bombeado a alta presión hacia los vaporizadores.

Los vaporizadores suelen ser de dos tipos: de agua de mar o de combustión sumergida. Dependiendo de la época del año y de la situación geográfica se utilizan uno u otro y se mantiene también uno o el otro en reserva. Hay que decir que los vaporizadores de agua de mar tienen menores costes de operación y mantenimiento, además de un menor impacto ambiental.


Vaporizadores de agua de mar:
El GNL se introduce por unos tubos de aluminio desde la parte inferior, mientras que el agua de mar se introduce por la parte superior y cae por gravedad, circulando ambos fluidos en contracorriente para favorecer el intercambio de calor. De esta manera, cuando el GNL ha ascendido unos dos metros, ya se ha vaporizado y en los cinco metros siguientes alcanza una temperatura superior a 0ºC.

Vaporizadores de combustión sumergida:
El GNL circula a través de un serpentín sumergido en una cuba de agua. El agua se calienta mediante quemadores sumergidos que se alimentan con gas natural, como es lógico.

Odorización y distribución del gas:

Una vez el gas ha sido vaporizado, se conduce a una estación de regulación y medida, donde se le da al gas la presión adecuada al transporte que se vaya a utilizar, normalmente por gasoducto a baja presión, que es el gas que llega a las ciudades.


Pero antes de enviar el gas a la red queda un paso importante, odorizarlo. El metano como tal no posee un olor característico, a menos que provenga de la putrefacción de materia orgánica. Por esto, y por seguridad en la manipulación del gas, se odoriza con mercaptanos para, en caso de fuga, que sea fácilmente detectable y se tomen las medidas pertinentes.


Las imágenes que he utilizado se pueden encontrar en:
bahiasdebizkaia.com; Plantas y procesos de regasificación
Un artículo en el periódico El Mercurio de Valparaíso
AGNChile; Gas Natural Licuado
GNLQuintero; Vaporizadores para la regasificación de GNL

lunes, 5 de octubre de 2009

Transporte por cadena de GNL: la planta de licuefacción


El transporte por cadena de GNL (Gas Natural Licuado) consta de las siguientes fases: licuefacción, almacenamiento de GNL, transporte marítimo y regasificación.
Del transporte marítimo ya he hablado
aquí, así que esa parte me la saltaré.

La planta de licuefacción:

Para hablar de la cadena de GNL, hay que empezar hablando de la planta de licuefacción, pues en ella es donde se enfría el gas para reducir su volumen (ya en entradas anteriores se dijo que el gas natural reduce 600 veces su volumen si se enfría a una temperatura de -160ºC).

El proceso de licuefacción tiene un gran costo económico y energético, por lo que se emplea solamente cuando la distancia al punto de consumo es excesivamente grande como para que sea rentable la construcción de un gasoducto terrestre.
Para reducir este elevado coste, se aplica al gas una presión ligeramente superior a la atmosférica, con lo que no se necesita una temperatura tan baja y se ahorra considerablemente en el coste de construcción de los tanques de almacenamiento y transporte (al reducir los materiales de aislamiento).


El gas de alimentación a la planta se suministra a temperatura ambiente y a la presión de operación de la red de gas.
En el ciclo de licuefacción se opera a presiones de entre 50 y 55 bar
es, comprimiéndose el gas a la entrada para facilitar la circulación del gas a través de todo el tratamiento.
Las fases de tratamiento del gas son las siguientes:
  • Unidad de eliminación de gases ácidos: el gas puede contener residuos de CO2 y azufre después de haber sido tratado con anterioridad a pie de yacimiento. En esta unidad se hace pasar el gas a través de una torre de relleno en contracorriente con una solución de aminas, donde los gases ácidos quedan retenidos y se obtiene un "gas dulce".
  • Unidad de deshidratación y eliminación de mercurio: una vez obtenido el gas dulce saturado de agua, pasa a la unidad de deshidratación, donde se enfría con propano para condensar gran parte del agua y separarla del gas. Después de enfriarlo, el gas pasa a través de tamices moleculares, donde queda retenida el agua residual y los mercaptanos. La temperatura a la que se enfría el gas está condicionada por la temperatura a la que se empiezan a formar hidratos, que bloquearían las tuberías de salida del gas. A continuación el gas se hace pasar por la unidad de eliminación de mercurio, que consiste en un lecho de carbón activado donde se retiene. A la salida de la unidad hay un filtro donde se retienen las partículas sólidas que pueda arrastrar el gas.

  • Unidad de licuefacción:el gas tratado y seco se enfría a una temperatura previa de entre -20 y -35ºC, de esta manera los hidrocarburos más pesados se condensan con el fin de que no hagan peligrar el proceso criogénico posterior. El gas pobre resultante se compone principamente de metano y etano, que se envían a la sección de licuefacción. El gas condensado se lleva a una unidad de fraccionamiento, donde se separan los distintos componentes del gas: metano, etano, propano y butano, que se encontraban disueltos. La corriente líquida resultante, compuesta solamente por hidrocarburos más pesados se saca de la unidad y se almacena para otros usos. El proceso de licuefacción se basa en ciclos frigoríficos, en los cuales se aprovecha la mayor temperatura de condensación de un compuesto (etano, propano, nitrógeno o mezclas de ellos) para poder utilizar aire o agua como medio de condensación. Con despresurizaciones súbitas, se consigue un descenso brusco de la temperatura, que se aprovecha para enfriar el foco caliente (en este caso el gas) quitando el calor necesario para la vaporización del refrigerante.
Tras este tratamiento, el gas ya pasa a los tanques de almacenamiento de GNL y posteriormente al buque metanero para su transporte por mar.

Las imágenes las podéis encontrar aquí, aquí y aquí, bajo licencia Creative Commons.

viernes, 4 de septiembre de 2009

Transporte marítimo de gas natural


El transporte del gas natural se puede llevar a cabo mediante dos procedimientos: a través de gasoductos, si la distancia al destino de consumo no es excesiva y el transporte se realiza por tierra; y en buques metaneros, licuado a -160ºC, cuando el yacimiento se encuentra a una gran distancia del punto de consumo. (Eso ya lo expliqué muy brevemente aquí).

Previamente al trans
porte, el gas debe ser licuado para reducir su volumen unas 600 veces y que así se pueda transportar mayor cantidad de gas en un menor volumen (y a un menor coste... relativo).
Para licuarlo, el gas es tratado en la planta de licuefacción, situada en el orig
en (a pie de yacimiento o conectada a él mediante gasoducto, dependiendo de las características del gas). En esta planta, primeramente, se hace una eliminación de gases ácidos: desulfuración y descarbonatación, que podrían provocar corrosión en las tuberías por las que pasa el gas. Después el gas pasaría a una unidad de deshidratación y eliminación de mercurio: se elimina el agua para que no se congele y obstruya los conductos de la unidad de licuefacción y el mercurio se elimina por su toxicidad.
Una vez el gas ya ha sido tratado, pasa a la unidad de licuefacción, donde, mediante sucesivos ciclos frigoríficos, el gas se enfría hasta -160ºC y pasa a estado líquido.
Cuando el gas ya ha sido licuado, se carga en el buque mediante unos brazos que deben ser lo suficientemente flexibles para conectar el barco (a merced del movimiento de mareas y olas) con la terminal (el elemento fijo). Estos brazos están aislados térmicamente para evitar evaporaciones del gas y los riesgos de explosión que eso conlleva. Los brazos suelen ser tres, dos para la carga y uno de seguridad, en caso de que se tenga que bombear el gas de nuevo a la terminal o a una antorcha de venteo.


Ahora ya es el momento de hablar de los buques:

Obviamente, han de mantenerse las condiciones criogénicas de almacenamiento del gas durante el transporte, pero es inevitable que una parte del gas, por pequeña que sea, se evapore.
Esta pequeña parte evaporada es lo que se conoce como 'boil-off' y depende del tipo de sistema de contención del buque, de la cantidad de GNL (Gas Natural Licuado) que se transpo
rte y la temperatura exterior del barco: no es lo mismo que navegue por el Trópico o que lo haga por el Atlántico Norte.
Los diseños actuales de los barcos garantizan un 'boil-off' de 0,15% (del total de la carga) al día, aunque siempre son de entorno al 0,13% al 0,10%.


Como una parte de la carga se evapora, es lógico que pueda ser aprovechada de alguna manera. Pues bien, estos buques, desde los años 60, cuentan con un sistema de caldera dual para quemar fuelóleo y el gas evaporado que, de otra forma daría lugar a sobre presiones en los tanques con el consecuente riesgo de explosiones y/o emisiones contaminantes a la atmósfera.

Actualmente se conserva el modelo de construcción tradicional, pero también se han introducido mejoras en los buques de nueva construcción en los cuales se han instalado sistemas de propulsión diesel eléctricos, que queman también la parte evaporada de la carga.

El transporte del GNL bajo estas cond
iciones tan severas exige la utilización de materiales adecuados a las bajas temperaturas y aislamiento térmico que permita la mínima entrada posible de calor del exterior (por termodinámica sabemos que el calor se traslada siempre del foco caliente al foco frío).
Al conjunto formado por el tanque y el aislamiento se denomina sistema de contención, habiendo varias patentes que, principalmente se dividen en dos tipos:
  • Tanques de membrana
  • Tanques esféricos independientes autoportados
Para los tanques de membrana existen tres patentes, basadas las tres en el mismo principio: la disposición de dos barreras para contener y aislar el GNL.
La barrera primaria está diseñada para soportar y absorber las deformaciones debidas a los cambios extremos de temperatura, soportar el peso del GNL y los esfuerzos que transmite la estructura del barco. Esta barrera se constituye por una chapa de INVAR de 0,7 mm de espesor para una de las patentes o por una chapa de acero inoxidable de 1,2 mm de espesor corrugado p
ara la otra.
La barrera secundaria se forma por otra chapa de INVAR de 0,7 mm de espesor para la primera patente o por 'Triplex', material a base de fibra de vidrio y papel de aluminio, para la segunda.

El aislamiento también es diferente para cada una de las patentes, siendo para la
primera cajas de madera rellenas de bolas de perlita, formando dos espacios aislantes independientes. Para la segunda de las patentes se utiliza como aislante espuma de poliuretano reforzada por fibra de vidrio rellenando el espacio entre dos tableros de madera.


Para los buques con sistema de contención de esferas,
cada tanque consiste en una esfera de aleación de aluminio apoyada sobre un soporte cilíndrico, que se une a la esfera por su ecuador. Será el soporte cilíndrico el que vaya soldado al casco del buque, no la esfera.
No existe un aislamiento propiamente dicho, sino que se aplica a la superficie de la esfera espuma de poliuretano o poliestireno para controlar los esfuerzos térmicos de la estructura.
Las esferas se construyen independientemente del casco del buque y se colocan una vez construido éste en el lugar indicado.

Las fotografías que ilustran el artículo las podéis encontrar aquí, aquí, aquí, aquí y aquí, todas bajo licencia Creative Commons.

domingo, 2 de agosto de 2009

La relación H/C en los combustibles


La relación entre los átomos de hidrógeno (H) y los de carbono (C) que contiene un combustible es muy importante a la hora de reducir las emisiones de CO2 en el origen, es decir, que dependiendo del combustible que utilicemos, tendremos una relación H/C diferente, ya que la composición en hidrógeno y carbono varía de un combustible a otro.

Una mayor cantidad de carbono dará lugar también a una mayor cantidad de CO2, ya que:
C + O2 ---> CO2
es bastante sencillo.
Una mayor cantidad de carbono también implica un mayor poder calorífico, eso debe estar presente en el razonamiento.

Por otra parte, la presencia de hidrógeno en el combustible nos va a formar agua (en forma de vapor normalmente, pero ésto depende de la temperatura a la que se produzca la combustión - por encima de 100ºC todos sabemos que el agua cambia de estado, en condiciones normales-), ya que:
H2 + 1/2 O2 ---> H2O
también sencillo, pero en este caso el agua que se forma va a hacer que disminuya el poder calorífico durante la combustión, ya que el agua absorberá parte del calor generado: para la formación de 1 mol de H2O a partir de 1 mol de H2 y 1/2 mol de O2 (en forma gaseosa) se absorben del ambiente 68.3Kcal (entalpía de formación del agua). En éste enlace viene muy bien explicado.

Pues bien, la relación H/C de un combustible no es más que el cociente entre los átomos de hidrógeno y los átomos de carbono que lo componen.
Por ejemplo, el metano (CH4) cuya composición es de 4 átomos de hidrógeno frente a solamente uno de carbono tendría la siguiente relación:
H/C = 4/1 = 4

Cuanto mayor sea la relación H/C de un combustible menores serán sus emisiones de CO2 respecto de las de H2O, ya que tendrá menor cantidad de carbono que de hidrógeno.

Por poner otros ejemplos, el petróleo tiene una relación H/C de 2,2 y el carbón de 1,2; luego podremos decir que el metano, con una relación de 4, emite menos CO2 que el petróleo y el carbón, con relaciones menores. Obvio.

Pero cuidado, una relación H/C demasiado alta reduciría en exceso el poder calorífico, debido a lo que ya he explicado sobre la entalpía de formación del agua. Con lo que reduciríamos las emisiones de CO2, pero también reduciríamos el poder calorífico, lo cual en algunos procesos industriales puede ser crítico.

La relación H/C (junto con otros muchos parámetros) ayudan a elegir correctamente el combustible a utilizar en los diferentes casos.

Imagen: A. Belani en Flickr, bajo licencia Creative Commons.

miércoles, 17 de diciembre de 2008

El gas natural


El gas natural es un combustible fósil y gaseoso que se origina en la naturaleza. Tiene un origen común a los combustibles líquidos y sólidos como el petróleo y el carbón y también procede de grandes acumulaciones de restos de animales y vegetales.

El gas natural puede ser de varios tipos:

Gas seco
: está compuesto fundamentalmente por metano (CH4), aunque puede venir acompañado de etano (C2H6), nitrógeno (N), dióxido de carbono (CO2) y otra serie de gases en bajas concentraciones, pero se caracteriza fundamentalmente por estar compuesto por hidrocarburos de cadena muy corta, por lo que su contenido en hidrógeno es más bajo.
Gas húmedo
: además de componerse de metano y etano, tiene hidrocarburos con más átomos de carbono (más pesados) llegando a contener incluso octanos.
Grisú: es el gas asociado a los yacimientos de carbón. Es una mezcla de metano y aire que, alcanzando entre el 5 y el 15% de metano, resulta explosiva. Por ello es muy peligroso que haya grisú en la atmósfera de una mina y debe ser eliminado diluyéndolo en el aire.

En la naturaleza existen bolsas de gas que vienen asociadas a los yacimientos de petróleo y carbón, las llamadas bolsas de gas húmedo; y bolsas no asociadas, las llamadas bolsas de gas seco.

Más del 50% de las bolsas de gas no están asociadas a los yacimientos de petróleo, pero sí que comparten su origen fósil.

La formación del gas natural es similar a la del petróleo, pero exige una temperatura muy alta tras la formación del kerógeno y acompaña al petróleo ya formado. También se puede formar en la primera fase bacteriológica dando lugar a las bolsas de gas seco.
La composición química de las bolsas de gas seco en la naturaleza es: metano (CH4), etano (C2H6), nitrógeno (N) y dióxido de carbono (CO2). Mientras que las bolsas de gas húmedo pueden contener, además, hidrocarburos de hasta 8 átomos de carbono (C3H8, C4H10, C8H18) disueltos en la fase gaseosa. Esto puede ser ya que, igual que hay hidrocarburos gaseosos disueltos en la mezcla líquida del petróleo, lo mismo caben los hidrocarburos líquidos en la mezcla gaseosa ya que están ambos en concentraciones muy bajas.

Los hidrocarburos también vienen acompañados por otros gases incombustibles, como pueden ser el SH2, CO2, N2, helio (He).

La composición relativa del gas natural es muy diferente, dependiendo de su procedencia.


Transporte del gas natural
:
Se puede transportar de varias formas: por tierra, en fase gaseosa y a través de los conocidos gaseoductos.
Por mar a grandes distancias, en buques metaneros. El transporte en metaneros se lleva a cabo en fase líquida, ya que el gas natural licuado (GNL) ocupa del orden de 618 veces menos que en estado gaseoso y se puede transportar gran cantidad, aunque la licuefacción tiene lugar a -161 ºC y se necesita una planta de regasificación en el destino para devolver el estado gaseoso e introducirlo a la red de abastecimiento.


Relacionadas anteriores:

El petróleo
1 y 2
El carbón

Imagen:
winkydo en Flickr bajo licencia Creative Commons

lunes, 14 de enero de 2008

Hallado gran yacimiento de Gas Natural en Perú

Repsol-YPF ha hallado en Perú el último gran yacimiento de Gas Natural, hasta ahora. Y es que, en plena crisis energética, una noticia así es de gran importancia, ya no solo por el aumento de reservas que supone, sino también porque ayuda a calmar la histeria que se vive con el fin de los recursos fósiles.

El yacimiento tiene unos 5600 metros cúbicos y supone el doble del consumo español anual.

El descubrimiento tuvo lugar en la región de Cuzco, en el pozo Kinteroni X1, bloque 57.
Los primeros estudios indican un caudal de 1 millón de metros cúbicos de gas al día y de 198 metros cúbicos de hidrocarburos líquidos asociados, también diarios.

Este gran descubrimiento no es el único que recientemente Repsol ha logrado, también en Bolivia, en el pozo Huayaca X1, cuyo caudal estipulado alcanza los 80000 metros cúbicos de gas diarios, además de un nuevo pozo petrolífero en Cuenca de Santos, Brasil, donde la producción asciende a 2900 barriles de crudo al día y 57000 metros cúbicos de gas al día.

En
El País.