La conversión de energía térmica oceánica ( OTEC , por sus siglas en inglés ) es una tecnología de energía renovable que aprovecha la diferencia de temperatura entre las cálidas aguas superficiales del océano y las frías profundidades para hacer funcionar un motor térmico y producir electricidad . Es una forma única de generación de energía limpia que tiene el potencial de proporcionar una fuente de energía constante y sostenible . Si bien tiene desafíos que superar, la OTEC tiene el potencial de proporcionar una fuente constante y sostenible de energía limpia, en particular en regiones tropicales con acceso a aguas oceánicas profundas .
La OTEC utiliza el gradiente térmico del océano entre las aguas profundas más frías y las aguas superficiales o poco profundas más cálidas para hacer funcionar un motor térmico y producir trabajo útil , generalmente en forma de electricidad . La OTEC puede funcionar con un factor de capacidad muy alto y, por lo tanto, puede funcionar en modo de carga base .
Las masas de agua fría más densas, formadas por la interacción de las aguas superficiales del océano con la atmósfera fría en áreas muy específicas del Atlántico Norte y el Océano Austral , se hunden en las cuencas marinas profundas y se extienden por todo el océano profundo mediante la circulación termohalina . El afloramiento de agua fría desde las profundidades del océano se repone mediante el afloramiento de agua marina superficial fría.
Entre las fuentes de energía oceánica, la OTEC es uno de los recursos de energía renovable continuamente disponibles que podrían contribuir al suministro de energía de carga base. [1] Se considera que el potencial de recursos de la OTEC es mucho mayor que el de otras formas de energía oceánica. [2] Se podrían generar hasta 10.000 TWh /año de energía a partir de la OTEC sin afectar la estructura térmica del océano. [3]
Los sistemas pueden ser de ciclo cerrado o de ciclo abierto. El OTEC de ciclo cerrado utiliza fluidos de trabajo que normalmente se consideran refrigerantes , como el amoníaco o el R-134a . Estos fluidos tienen puntos de ebullición bajos y, por lo tanto, son adecuados para alimentar el generador del sistema para generar electricidad. El ciclo térmico más utilizado para OTEC hasta la fecha es el ciclo Rankine , que utiliza una turbina de baja presión. Los motores de ciclo abierto utilizan vapor del agua de mar como fluido de trabajo.
La OTEC también puede suministrar grandes cantidades de agua fría como subproducto, que puede utilizarse para aire acondicionado y refrigeración, y el agua de las profundidades oceánicas, rica en nutrientes, puede alimentar tecnologías biológicas. Otro subproducto es el agua dulce destilada del mar. [4]
La teoría OTEC se desarrolló por primera vez en la década de 1880 y el primer modelo de demostración a escala de banco se construyó en 1926. Las plantas OTEC a escala piloto que actualmente operan se encuentran en Japón, supervisadas por la Universidad de Saga , y Makai en Hawái. [5]
Los intentos de desarrollar y refinar la tecnología OTEC comenzaron en la década de 1880. En 1881, Jacques Arsene d'Arsonval , un físico francés , propuso aprovechar la energía térmica del océano. El estudiante de D'Arsonval, Georges Claude , construyó la primera planta OTEC en Matanzas, Cuba, en 1930. [6] [7] El sistema generó 22 kW de electricidad con una turbina de baja presión . [8] La planta fue destruida más tarde en una tormenta. [9]
En 1935, Claude construyó una planta a bordo de un buque de carga de 10.000 toneladas amarrado frente a la costa de Brasil. El clima y las olas la destruyeron antes de que pudiera generar energía neta. [8] (La energía neta es la cantidad de energía generada después de restar la energía necesaria para hacer funcionar el sistema).
En 1956, científicos franceses diseñaron una planta de 3 MW para Abiyán , Costa de Marfil. La planta nunca se terminó porque los nuevos descubrimientos de grandes cantidades de petróleo barato la hicieron poco rentable. [8]
En 1962, J. Hilbert Anderson y James H. Anderson, Jr. se centraron en aumentar la eficiencia de los componentes. Patentaron su nuevo diseño de "ciclo cerrado" en 1967. [10] Este diseño mejoró el sistema Rankine de ciclo cerrado original y lo incluyó en un esquema para una planta que produciría energía a un costo menor que el petróleo o el carbón. Sin embargo, en ese momento, su investigación recibió poca atención ya que el carbón y la energía nuclear se consideraban el futuro de la energía. [9]
Japón es un importante contribuyente al desarrollo de la tecnología OTEC. [11] A principios de 1970, la Tokyo Electric Power Company construyó y desplegó con éxito una planta OTEC de ciclo cerrado de 100 kW en la isla de Nauru . [11] La planta comenzó a funcionar el 14 de octubre de 1981, produciendo alrededor de 120 kW de electricidad; 90 kW se utilizaron para alimentar la planta y la electricidad restante se utilizó para alimentar una escuela y otros lugares. [8] Esto estableció un récord mundial de producción de energía de un sistema OTEC donde la energía se envió a una red eléctrica real (en lugar de una experimental). [12]
En 1981 también se produjo un gran avance en la tecnología OTEC, cuando el ingeniero ruso Dr. Alexander Kalina utilizó una mezcla de amoníaco y agua para producir electricidad. Esta nueva mezcla de amoníaco y agua mejoró enormemente la eficiencia del ciclo de energía. En 1994, el Instituto de Energía Oceánica de la Universidad de Saga diseñó y construyó una planta de 4,5 kW con el fin de probar un ciclo Uehara de nueva invención, también llamado así en honor a su inventor Haruo Uehara. Este ciclo incluía procesos de absorción y extracción que permiten que este sistema supere al ciclo Kalina en un 1-2 %. [13]
En la década de 1970 se produjo un repunte en la investigación y el desarrollo de sistemas OTEC durante la guerra árabe-israelí posterior a 1973, que hizo que los precios del petróleo se triplicaran. El gobierno federal de los Estados Unidos invirtió 260 millones de dólares en investigación sobre sistemas OTEC después de que el presidente Carter firmara una ley que comprometía a los Estados Unidos a alcanzar un objetivo de producción de 10.000 MW de electricidad a partir de sistemas OTEC para 1999. [14]
En 1974, Estados Unidos estableció el Laboratorio de Energía Natural de la Autoridad de Hawái (NELHA) en Keahole Point, en la costa de Kona , en Hawái . Hawái es el mejor lugar de Estados Unidos para la OTEC, debido a sus cálidas aguas superficiales, el acceso a aguas muy profundas y muy frías y los altos costos de electricidad. El laboratorio se ha convertido en una instalación de prueba líder para la tecnología OTEC. [15] Ese mismo año, Lockheed recibió una subvención de la Fundación Nacional de Ciencias de Estados Unidos para estudiar la OTEC. Esto finalmente llevó a un esfuerzo de Lockheed, la Marina de Estados Unidos, Makai Ocean Engineering, Dillingham Construction y otras empresas para construir la primera y única planta OTEC productora de energía neta del mundo, denominada "Mini-OTEC" [16]. Durante tres meses en 1979, se generó una pequeña cantidad de electricidad. NELHA operó una planta de demostración de 250 kW durante seis años en la década de 1990. [17] Con financiación de la Marina de los Estados Unidos , una planta de 105 kW en el sitio comenzó a suministrar energía a la red eléctrica local en 2015. [17]
Una iniciativa europea, EUROCEAN (una empresa conjunta de financiación privada de 9 empresas europeas que ya estaban activas en ingeniería offshore), participó activamente en la promoción de la OTEC desde 1979 hasta 1983. Inicialmente, se estudió una instalación offshore a gran escala. Más tarde, se estudió una instalación terrestre de 100 kW que combinaba la OTEC terrestre con la desalinización y la acuicultura, denominada ODA. Esto se basó en los resultados de una instalación de acuicultura a pequeña escala en la isla de St Croix que utilizaba una línea de suministro de aguas profundas para alimentar las cuencas de acuicultura. También se investigó una planta de ciclo abierto en tierra. La ubicación del caso de estudio fue la isla de Curazao, relacionada con el Reino de los Países Bajos . [18]
La investigación relacionada con hacer realidad la OTEC de ciclo abierto comenzó seriamente en 1979 en el Instituto de Investigación de Energía Solar (SERI) con financiación del Departamento de Energía de los EE. UU. SERI desarrolló y patentó evaporadores y condensadores de contacto directo configurados adecuadamente (ver [19] [20] [21] ). Kreith y Bharathan [22] y [23] describieron un diseño original para un experimento de producción de energía, entonces llamado experimento de 165 kW, como la Conferencia del Premio Max Jakob Memorial . El diseño inicial utilizó dos turbinas axiales paralelas, utilizando rotores de última etapa tomados de grandes turbinas de vapor. Más tarde, un equipo dirigido por el Dr. Bharathan en el Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL) desarrolló el diseño conceptual inicial para el experimento OTEC de ciclo abierto actualizado de 210 kW ( [24] ). Este diseño integró todos los componentes del ciclo, es decir, el evaporador, el condensador y la turbina en un solo recipiente de vacío, con la turbina montada en la parte superior para evitar cualquier posibilidad de que el agua lo alcance. El recipiente estaba hecho de hormigón, siendo el primer recipiente de vacío de proceso de su tipo. Los intentos de fabricar todos los componentes utilizando material plástico de bajo coste no se pudieron lograr por completo, ya que se requirió cierto conservadurismo para la turbina y las bombas de vacío desarrolladas como las primeras de su tipo. Más tarde, el Dr. Bharathan trabajó con un equipo de ingenieros del Instituto del Pacífico para la Investigación de Alta Tecnología (PICHTR) para seguir desarrollando este diseño a través de las etapas preliminares y finales. Se le cambió el nombre a Experimento de Producción de Energía Neta (NPPE) y fue construido en el Laboratorio de Energía Natural de Hawái (NELH) por el PICHTR por un equipo dirigido por el Ingeniero Jefe Don Evans y el proyecto fue administrado por el Dr. Luis Vega.
En 2002, la India puso a prueba una planta piloto de OTEC flotante de 1 MW cerca de Tamil Nadu. La planta finalmente no tuvo éxito debido a una falla en la tubería de agua fría de aguas profundas. [25] Su gobierno continúa patrocinando la investigación. [26]
En 2006, Makai Ocean Engineering recibió un contrato de la Oficina de Investigación Naval de los Estados Unidos (ONR) para investigar el potencial de OTEC para producir cantidades significativas de hidrógeno a nivel nacional en plantas flotantes en alta mar ubicadas en aguas tropicales cálidas. Al darse cuenta de la necesidad de socios más grandes para comercializar OTEC, Makai se acercó a Lockheed Martin para renovar su relación anterior y determinar si había llegado el momento de OTEC. Y así, en 2007, Lockheed Martin reanudó el trabajo en OTEC y se convirtió en subcontratista de Makai para respaldar su SBIR, a lo que siguieron otras colaboraciones posteriores [16].
En marzo de 2011, Ocean Thermal Energy Corporation firmó un Acuerdo de Servicios Energéticos (ESA) con el complejo turístico Baha Mar, Nassau, Bahamas, para el primer y más grande sistema de aire acondicionado de agua de mar (SWAC) del mundo. [27] En junio de 2015, el proyecto se suspendió mientras el complejo turístico resolvía problemas financieros y de propiedad. [28] En agosto de 2016, se anunció que los problemas se habían resuelto y que el complejo turístico abriría en marzo de 2017. [29] Se espera que la construcción del sistema SWAC se reanude en ese momento.
En julio de 2011, Makai Ocean Engineering completó el diseño y la construcción de una instalación de prueba de intercambiadores de calor OTEC en el Laboratorio de Energía Natural de Hawái . El propósito de la instalación es llegar a un diseño óptimo para los intercambiadores de calor OTEC, aumentando el rendimiento y la vida útil al mismo tiempo que se reducen los costos (los intercambiadores de calor son el factor de costo número uno para una planta OTEC). [30] Y en marzo de 2013, Makai anunció una adjudicación para instalar y operar una turbina de 100 kilovatios en la instalación de prueba de intercambiadores de calor OTEC, y una vez más conectar la energía OTEC a la red. [31] [32]
En julio de 2016, la Comisión de Servicios Públicos de las Islas Vírgenes aprobó la solicitud de Ocean Thermal Energy Corporation para convertirse en una instalación calificada. De esta manera, la empresa puede iniciar negociaciones con la Autoridad de Agua y Energía de las Islas Vírgenes (WAPA) para un acuerdo de compra de energía (PPA) correspondiente a una planta de conversión de energía térmica oceánica (OTEC) en la isla de St. Croix. Esta sería la primera planta OTEC comercial del mundo. [33] [34]
En el país africano de Santo Tomé y Príncipe se instalará un proyecto que será la primera plataforma OTEC flotante a escala comercial del mundo. [35] Desarrollada por Global OTEC, la estructura denominada Dominique generará 1,5 MW, y posteriormente se instalarán barcazas para ayudar a abastecer la demanda total del país. [36] En 2022, se firmó un memorando de entendimiento entre el gobierno y la empresa emergente británica Global OTEC. [37]
En marzo de 2013, la Universidad de Saga, junto con varias industrias japonesas, completó la instalación de una nueva planta OTEC. La prefectura de Okinawa anunció el inicio de las pruebas de funcionamiento de OTEC en la isla de Kume el 15 de abril de 2013. El objetivo principal es demostrar la validez de los modelos informáticos y demostrar el funcionamiento de OTEC al público. Las pruebas y la investigación se llevarán a cabo con el apoyo de la Universidad de Saga hasta finales del año fiscal 2016. IHI Plant Construction Co. Ltd, Yokogawa Electric Corporation y Xenesys Inc. fueron las encargadas de construir la planta de 100 kilovatios dentro de los terrenos del Centro de Investigación de Aguas Profundas de la Prefectura de Okinawa. La ubicación se eligió específicamente para utilizar las tuberías de entrada de agua de mar profunda y de superficie existentes instaladas para el centro de investigación en 2000. La tubería se utiliza para la entrada de agua de mar profunda para investigación, pesca y uso agrícola. La planta consta de dos unidades de 50 kW en configuración doble Rankine. [38] Las instalaciones de OTEC y el centro de investigación de aguas profundas están abiertos a visitas públicas gratuitas con cita previa en inglés y japonés. [39] Actualmente, esta es una de las dos únicas plantas de OTEC en pleno funcionamiento en el mundo. Esta planta opera de forma continua cuando no se realizan pruebas específicas.
En 2011, Makai Ocean Engineering completó una instalación de prueba de intercambiadores de calor en NELHA. Makai ha recibido fondos para instalar una turbina de 105 kW, que se utiliza para probar diversas tecnologías de intercambio de calor para su uso en OTEC. [40] La instalación convertirá a esta instalación en la instalación de OTEC operativa más grande, aunque el récord de mayor potencia lo seguirá teniendo la planta de ciclo abierto también desarrollada en Hawái.
En julio de 2014, el grupo DCNS se asoció con Akuo Energy para anunciar la financiación de NER 300 para su proyecto NEMO. Si el proyecto hubiera tenido éxito, la planta marina de 16 MW brutos y 10 MW netos habría sido la instalación OTEC más grande hasta la fecha. DCNS planeó tener NEMO en funcionamiento para 2020. [41] [ verificación fallida ] A principios de abril de 2018, Naval Energies cerró el proyecto indefinidamente debido a dificultades técnicas relacionadas con la tubería principal de entrada de agua fría. [42]
En agosto de 2015 entró en funcionamiento en Hawái una planta de conversión de energía térmica oceánica construida por Makai Ocean Engineering. El gobernador de Hawái, David Ige , "accionó el interruptor" para activar la planta. Se trata de la primera planta de conversión de energía térmica oceánica (OTEC) de ciclo cerrado que se conecta a una red eléctrica estadounidense. Se trata de una planta de demostración capaz de generar 105 kilovatios, suficiente para abastecer a unos 120 hogares. [43]
Un motor térmico ofrece una mayor eficiencia cuando funciona con una gran diferencia de temperatura . En los océanos, la diferencia de temperatura entre las aguas superficiales y las profundas es mayor en los trópicos , aunque sigue siendo de unos modestos 20 a 25 °C. Por lo tanto, es en los trópicos donde la OTEC ofrece las mayores posibilidades. [4] La OTEC tiene el potencial de ofrecer cantidades globales de energía que son entre 10 y 100 veces mayores que otras opciones de energía oceánica, como la energía de las olas . [44] [45]
Las plantas OTEC pueden operar de manera continua proporcionando un suministro de carga base para un sistema de generación de energía eléctrica. [4]
El principal desafío técnico de OTEC es generar cantidades significativas de energía de manera eficiente a partir de pequeñas diferencias de temperatura. Todavía se considera una tecnología emergente . Los primeros sistemas OTEC tenían una eficiencia térmica del 1 al 3 por ciento , muy por debajo del máximo teórico del 6 y 7 por ciento para esta diferencia de temperatura. [46] Los diseños modernos permiten un rendimiento que se acerca a la eficiencia máxima teórica de Carnot .
El agua de mar fría es parte integral de cada uno de los tres tipos de sistemas OTEC: de ciclo cerrado, de ciclo abierto e híbrido. Para que funcione, el agua de mar fría debe ser llevada a la superficie. Los métodos principales son el bombeo activo y la desalinización. La desalinización del agua de mar cerca del fondo marino reduce su densidad, lo que hace que suba a la superficie. [47]
La alternativa a las costosas tuberías para llevar agua fría condensada a la superficie es bombear fluido vaporizado de bajo punto de ebullición a las profundidades para condensarlo, reduciendo así los volúmenes de bombeo y los problemas técnicos y ambientales y bajando los costos. [48]
Los sistemas de ciclo cerrado utilizan un fluido con un punto de ebullición bajo, como el amoníaco (que tiene un punto de ebullición de alrededor de -33 °C a presión atmosférica), para impulsar una turbina que genere electricidad. El agua de mar cálida de la superficie se bombea a través de un intercambiador de calor para vaporizar el fluido. El vapor en expansión hace girar el turbogenerador. El agua fría, bombeada a través de un segundo intercambiador de calor, condensa el vapor y lo convierte en líquido, que luego se recicla a través del sistema.
En 1979, el Laboratorio de Energía Natural y varios socios del sector privado desarrollaron el experimento "mini OTEC", que logró la primera producción exitosa en alta mar de energía eléctrica neta a partir de OTEC de ciclo cerrado. [49] El mini buque OTEC estaba amarrado a 1,5 millas (2,4 km) de la costa hawaiana y produjo suficiente electricidad neta para iluminar las bombillas del barco y hacer funcionar sus computadoras y televisión.
La OTEC de ciclo abierto utiliza directamente agua superficial caliente para generar electricidad. El agua de mar caliente se bombea primero a un recipiente de baja presión, lo que hace que hierva. En algunos esquemas, el vapor en expansión impulsa una turbina de baja presión conectada a un generador eléctrico . El vapor, que ha dejado su sal y otros contaminantes en el recipiente de baja presión, es agua dulce pura. Se condensa en un líquido mediante la exposición a temperaturas frías de agua de las profundidades oceánicas. Este método produce agua dulce desalinizada , adecuada para agua potable , riego o acuicultura . [50]
En otros esquemas, el vapor ascendente se utiliza en una técnica de elevación por gas para elevar el agua a alturas significativas. Dependiendo de la realización, estas técnicas de bombeo de elevación por vapor generan energía a partir de una turbina hidroeléctrica antes o después de que se utilice la bomba. [51]
En 1984, el Instituto de Investigación de Energía Solar (hoy conocido como el Laboratorio Nacional de Energías Renovables ) desarrolló un evaporador de caño vertical para convertir agua de mar caliente en vapor de baja presión para plantas de ciclo abierto. Las eficiencias de conversión fueron tan altas como el 97% para la conversión de agua de mar a vapor (la producción total de vapor sería solo un pequeño porcentaje del agua entrante). En mayo de 1993, una planta de OTEC de ciclo abierto en Keahole Point, Hawaii, produjo cerca de 80 kW de electricidad durante un experimento de producción de energía neta. [52] Esto rompió el récord de 40 kW establecido por un sistema japonés en 1982. [52]
Un ciclo híbrido combina las características de los sistemas de ciclo cerrado y abierto. En un ciclo híbrido, el agua de mar caliente entra en una cámara de vacío y se evapora instantáneamente, de manera similar al proceso de evaporación de ciclo abierto. El vapor vaporiza el fluido de trabajo de amoníaco de un circuito de ciclo cerrado en el otro lado de un vaporizador de amoníaco. Luego, el fluido vaporizado impulsa una turbina para producir electricidad. El vapor se condensa dentro del intercambiador de calor y proporciona agua desalinizada (ver tubo de calor ). [53]
Un fluido de trabajo muy popular es el amoníaco, que tiene propiedades de transporte superiores, es fácil de conseguir y tiene un coste bajo. Sin embargo, el amoníaco es tóxico e inflamable. Los carbonos fluorados, como los CFC y los HCFC, no son tóxicos ni inflamables, pero contribuyen a la destrucción de la capa de ozono. Los hidrocarburos también son buenos candidatos, pero son muy inflamables; además, esto crearía competencia para su uso directo como combustibles. El tamaño de la central eléctrica depende de la presión de vapor del fluido de trabajo. Al aumentar la presión de vapor, el tamaño de la turbina y de los intercambiadores de calor disminuye, mientras que el espesor de la pared de la tubería y de los intercambiadores de calor aumenta para soportar la alta presión, especialmente en el lado del evaporador.
La OTEC tiene el potencial de producir gigavatios de energía eléctrica y, en combinación con la electrólisis , podría producir suficiente hidrógeno para reemplazar por completo todo el consumo global proyectado de combustibles fósiles. [ cita requerida ] Sin embargo, la reducción de costos sigue siendo un desafío sin resolver. Las plantas OTEC requieren una tubería de entrada larga y de gran diámetro, que se sumerge un kilómetro o más en las profundidades del océano, para llevar agua fría a la superficie.
Las instalaciones terrestres o cercanas a la costa ofrecen tres ventajas principales con respecto a las ubicadas en aguas profundas. Las plantas construidas en tierra o cerca de ella no requieren amarres sofisticados, cables eléctricos largos ni el mantenimiento más extenso asociado con los entornos de mar abierto. Se pueden instalar en áreas protegidas, por lo que están relativamente a salvo de tormentas y mares agitados. La electricidad, el agua desalinizada y el agua de mar fría y rica en nutrientes se pueden transmitir desde las instalaciones cercanas a la costa a través de puentes de caballete o calzadas. Además, los sitios terrestres o cercanos a la costa permiten que las plantas operen con industrias relacionadas, como la maricultura o aquellas que requieren agua desalinizada.
Las ubicaciones preferidas incluyen aquellas con plataformas angostas (islas volcánicas), pendientes pronunciadas (15-20 grados) en alta mar y fondos marinos relativamente lisos. Estos sitios minimizan la longitud de la tubería de entrada. Una planta terrestre podría construirse bastante más adentro de la costa, ofreciendo más protección contra las tormentas, o en la playa, donde las tuberías serían más cortas. En cualquier caso, el fácil acceso para la construcción y operación ayuda a reducir los costos.
Los sitios terrestres o cercanos a la costa también pueden apoyar la maricultura o la agricultura en agua helada. Los tanques o lagunas construidos en la costa permiten a los trabajadores monitorear y controlar entornos marinos en miniatura. Los productos de la maricultura pueden entregarse al mercado mediante transporte estándar.
Una desventaja de las instalaciones terrestres surge de la acción turbulenta de las olas en la zona de rompientes . Las tuberías de descarga de OTEC deben colocarse en zanjas protectoras para evitar someterlas a tensiones extremas durante tormentas y períodos prolongados de mar gruesa. Además, la descarga mixta de agua de mar fría y caliente puede tener que transportarse varios cientos de metros mar adentro para alcanzar la profundidad adecuada antes de ser liberada, lo que requiere gastos adicionales en construcción y mantenimiento.
Una forma en que los sistemas OTEC pueden evitar algunos de los problemas y gastos que implica operar en una zona de oleaje es construyéndolos cerca de la costa, en aguas de entre 10 y 30 metros de profundidad (Ocean Thermal Corporation 1984). Este tipo de planta utilizaría tuberías de entrada y descarga más cortas (y por lo tanto menos costosas), lo que evitaría los peligros de las olas turbulentas. Sin embargo, la planta en sí requeriría protección contra el medio marino, como rompeolas y cimientos resistentes a la erosión, y la producción de la planta tendría que transmitirse a la costa. [54]
Para evitar la zona de oleaje turbulento y acercarse al recurso de agua fría, las plantas OTEC se pueden montar en la plataforma continental a profundidades de hasta 100 metros (330 pies). Una planta montada en la plataforma podría remolcarse hasta el sitio y fijarse al fondo del mar. Este tipo de construcción ya se utiliza para plataformas petrolíferas marinas. Las complejidades de operar una planta OTEC en aguas más profundas pueden hacer que sean más caras que los enfoques terrestres. Los problemas incluyen el estrés de las condiciones del océano abierto y una entrega de producto más difícil. Hacer frente a fuertes corrientes oceánicas y grandes olas agrega gastos de ingeniería y construcción. Las plataformas requieren pilotes extensos para mantener una base estable. El suministro de energía puede requerir cables submarinos largos para llegar a la tierra. Por estas razones, las plantas montadas en la plataforma son menos atractivas. [54] [ cita requerida ]
Las instalaciones flotantes de OTEC funcionan en alta mar. Aunque son potencialmente óptimas para sistemas de gran tamaño, las instalaciones flotantes presentan varias dificultades. La dificultad de amarrar las plantas en aguas muy profundas complica el suministro de energía. Los cables conectados a plataformas flotantes son más susceptibles a sufrir daños, especialmente durante las tormentas. Los cables a profundidades superiores a los 1000 metros son difíciles de mantener y reparar. Los cables de elevación, que conectan el lecho marino y la planta, deben construirse para resistir el enredo. [54]
Al igual que las plantas montadas en plataformas, las plantas flotantes necesitan una base estable para funcionar de forma continua. Las grandes tormentas y los mares agitados pueden romper la tubería de agua fría suspendida verticalmente e interrumpir también la entrada de agua caliente. Para ayudar a prevenir estos problemas, las tuberías pueden estar hechas de polietileno flexible, sujetas a la parte inferior de la plataforma y sujetadas con juntas o collares. Es posible que sea necesario desacoplar las tuberías de la planta para evitar daños por tormentas. Como alternativa a una tubería de agua caliente, el agua superficial puede ser extraída directamente a la plataforma; sin embargo, es necesario evitar que el flujo de entrada se dañe o se interrumpa durante los movimientos violentos causados por los mares agitados. [54]
Para conectar una planta flotante a los cables de suministro de energía, es necesario que la planta permanezca relativamente estacionaria. El amarre es un método aceptable, pero la tecnología de amarre actual está limitada a profundidades de unos 2.000 metros (6.600 pies). Incluso a profundidades menores, el costo del amarre puede ser prohibitivo. [55]
Dado que las instalaciones OTEC son plataformas de superficie más o menos estacionarias, su ubicación exacta y su estatus legal pueden verse afectados por el tratado de la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar (UNCLOS). Este tratado otorga a las naciones costeras zonas de 12 y 200 millas náuticas (22 y 370 km) de autoridad legal variable desde la tierra, lo que crea posibles conflictos y barreras regulatorias. Las plantas OTEC y estructuras similares se considerarían islas artificiales según el tratado, lo que no les daría estatus legal independiente. Las plantas OTEC podrían percibirse como una amenaza o un socio potencial para las pesquerías o para las operaciones de minería de los fondos marinos controladas por la Autoridad Internacional de los Fondos Marinos .
Debido a que los sistemas OTEC aún no se han implementado ampliamente, las estimaciones de costos son inciertas. Un estudio de 2010 de la Universidad de Hawái estimó el costo de la electricidad para OTEC en 94,0 centavos por kilovatio hora (kWh) para una planta de 1,4 MW, 44,0 centavos por kWh para una planta de 10 MW y 18,0 centavos por kWh para una planta de 100 MW. [56] Un informe de 2015 de la organización Ocean Energy Systems bajo la Agencia Internacional de Energía dio una estimación de alrededor de 20,0 centavos por kWh para plantas de 100 MW. [57] Otro estudio estimó los costos de generación de energía tan bajos como 7,0 centavos por kWh. [58] En comparación con otras fuentes de energía, un estudio de 2019 de Lazard estimó el costo no subsidiado de la electricidad en 3,2 a 4,2 centavos por kWh para la energía solar fotovoltaica a escala de servicios públicos y de 2,8 a 5,4 centavos por kWh para la energía eólica . [59]
Un informe publicado por IRENA en 2014 afirmó que el uso comercial de la tecnología OTEC se puede ampliar de diversas maneras. “...se pueden construir plantas OTEC a pequeña escala para dar cabida a la producción de electricidad de pequeñas comunidades (5.000–50.000 residentes), pero requerirían la producción de subproductos valiosos, como agua dulce o refrigeración, para ser económicamente viables”. Las plantas OTEC a mayor escala tendrían unos costes generales y de instalación mucho más elevados. [60]
Los factores beneficiosos que deben tenerse en cuenta incluyen la falta de productos de desecho y consumo de combustible de OTEC, el área en la que está disponible [ cita requerida ] (a menudo dentro de los 20° del ecuador), [61] los efectos geopolíticos de la dependencia del petróleo , la compatibilidad con formas alternativas de energía oceánica como la energía de las olas, la energía de las mareas y los hidratos de metano , y los usos complementarios para el agua de mar. [62]
Los proyectos OTEC que se están considerando incluyen una pequeña planta para la base de la Marina de los EE. UU. en la isla de Diego García, territorio británico de ultramar en el Océano Índico . Ocean Thermal Energy Corporation (anteriormente OCEES International, Inc.) está trabajando con la Marina de los EE. UU. en un diseño para una planta OTEC propuesta de 13 MW, para reemplazar los generadores diésel actuales. La planta OTEC también proporcionaría 1,25 millones de galones [ aclaración necesaria ] por día de agua potable. Este proyecto está actualmente [ ¿cuándo? ] esperando cambios en las políticas de contratos militares de los EE. UU. OTE ha propuesto construir una planta OTEC de 10 MW en Guam .
Ocean Thermal Energy Corporation (OTE) actualmente [¿ cuándo? ] tiene planes de instalar dos plantas OTEC de 10 MW en las Islas Vírgenes de los Estados Unidos y una instalación OTEC de 5 a 10 MW en las Bahamas. OTE también ha diseñado la planta de Aire Acondicionado de Agua de Mar (SWAC) más grande del mundo para un complejo turístico en las Bahamas, que utilizará agua de mar profunda fría como método de aire acondicionado. [63] A mediados de 2015, el proyecto completado al 95% se suspendió temporalmente mientras el complejo resolvía problemas financieros y de propiedad. [64] El 22 de agosto de 2016, el gobierno de las Bahamas anunció que se había firmado un nuevo acuerdo bajo el cual se completará el complejo turístico Baha Mar. [29] El 27 de septiembre de 2016, el Primer Ministro de las Bahamas, Perry Christie, anunció que la construcción se había reanudado en Baha Mar y que el complejo turístico estaba programado para abrir en marzo de 2017. [65]
Esto está en suspenso y es posible que nunca se reanude. [66]
El equipo de Desarrollo de Energía Alternativa de Lockheed Martin se ha asociado con Makai Ocean Engineering [67] para completar la fase final de diseño de un sistema piloto OTEC de ciclo cerrado de 10 MW que se planeaba que entrara en funcionamiento en Hawái en el período 2012-2013. Este sistema fue diseñado para expandirse a sistemas comerciales de 100 MW en un futuro cercano. En noviembre de 2010, el Comando de Ingeniería de Instalaciones Navales de los EE. UU. (NAVFAC) otorgó a Lockheed Martin una modificación de contrato de US$4,4 millones para desarrollar componentes y diseños críticos del sistema para la planta, que se suma al contrato de 2009 de US$8,1 millones y dos subvenciones del Departamento de Energía por un total de más de US$1 millón en 2008 y marzo de 2010. [68] Una pequeña pero operativa planta de conversión de energía térmica oceánica (OTEC) se inauguró en Hawái en agosto de 2015. La apertura de la instalación de investigación y desarrollo de 100 kilovatios marcó la primera vez que una planta OTEC de ciclo cerrado se conectó a la red estadounidense. [69]
El 13 de abril de 2013, Lockheed contrató al Grupo Reignwood para construir una planta de 10 megavatios en la costa del sur de China para proporcionar energía a un complejo turístico planificado en la isla de Hainan . [70] Una planta de ese tamaño abastecería a varios miles de hogares. [71] [72] El Grupo Reignwood adquirió Opus Offshore en 2011, que forma su división Reignwood Ocean Engineering, que también se dedica al desarrollo de perforaciones en aguas profundas . [73]
Actualmente, el único sistema OTEC que funciona de forma continua se encuentra en la prefectura de Okinawa, Japón. El apoyo gubernamental, el apoyo de la comunidad local y la investigación avanzada llevada a cabo por la Universidad de Saga fueron fundamentales para que los contratistas, IHI Plant Construction Co. Ltd, Yokogawa Electric Corporation y Xenesys Inc, tuvieran éxito con este proyecto. Se está trabajando para desarrollar una instalación de 1 MW en la isla de Kume que requiere nuevas tuberías. En julio de 2014, más de 50 miembros formaron la Asociación Mundial de Recursos y Energía Oceánica (GOSEA), una organización internacional formada para promover el desarrollo del Modelo Kumejima y trabajar hacia la instalación de tuberías de agua de mar profunda más grandes y una instalación OTEC de 1 MW. [74] Las empresas involucradas en los proyectos OTEC actuales, junto con otras partes interesadas, también han desarrollado planes para sistemas OTEC en alta mar. [75] - Para obtener más detalles, consulte "Plantas OTEC en funcionamiento actualmente" más arriba.
El 5 de marzo de 2014, Ocean Thermal Energy Corporation (OTEC) [76] y la 30.ª Legislatura de las Islas Vírgenes de los Estados Unidos (USVI) firmaron un Memorando de Entendimiento para avanzar con un estudio para evaluar la viabilidad y los beneficios potenciales para las USVI de instalar plantas de energía renovable de conversión de energía térmica oceánica (OTEC) en tierra e instalaciones de aire acondicionado de agua de mar (SWAC). [77] Los beneficios que se evaluarán en el estudio de las USVI incluyen tanto la electricidad limpia de carga base (24/7) generada por OTEC, como los diversos productos relacionados asociados con OTEC y SWAC, incluyendo abundante agua potable, aire acondicionado que ahorra energía, acuicultura y maricultura sostenibles y proyectos de mejora agrícola para las islas de St Thomas y St Croix. [78]
El 18 de julio de 2016, la Comisión de Servicios Públicos de las Islas Vírgenes aprobó la solicitud de OTE para ser una instalación calificada. [33] OTE también recibió permiso para comenzar a negociar contratos asociados con este proyecto. [34]
El Instituto de Investigación de Buques e Ingeniería Oceánica de Corea del Sur (KRISO) recibió la aprobación en principio de Bureau Veritas para su diseño de OTEC offshore de 1 MW. No se dio un cronograma para el proyecto que se ubicará a 6 km de la costa de la República de Kiribati. [79]
El 8 de julio de 2014, Akuo Energy y DCNS recibieron financiación NER300 [80] para su proyecto NEMO (Nueva Energía para Martinica y Ultramar), que se espera que sea una instalación marina de 10,7 MW netos que se completará en 2020. [81] La adjudicación para ayudar con el desarrollo ascendió a 72 millones de euros. [82]
El 16 de febrero de 2018, Global OTEC Resources anunció sus planes [83] de construir una planta de 150 kW en las Maldivas, diseñada a medida para hoteles y complejos turísticos. [84] "Todos estos complejos turísticos obtienen su energía de generadores diésel. Además, algunos complejos turísticos individuales consumen 7.000 litros de diésel al día para satisfacer las demandas, lo que equivale a más de 6.000 toneladas de CO2 al año", dijo el director Dan Grech. [85] La UE otorgó una subvención y Global OTEC Resources lanzó una campaña de financiación colectiva para el resto. [83]
OTEC tiene otros usos además de la producción de energía.
El agua desalinizada se puede producir en plantas de ciclo abierto o híbrido utilizando condensadores de superficie para convertir el agua de mar evaporada en agua potable. El análisis del sistema indica que una planta de 2 megavatios podría producir unos 4.300 metros cúbicos (150.000 pies cúbicos) de agua desalinizada cada día. [86] Otro sistema patentado por Richard Bailey crea agua condensada regulando el flujo de agua oceánica profunda a través de condensadores de superficie que se correlacionan con las temperaturas fluctuantes del punto de rocío. [87] Este sistema de condensación no utiliza energía incremental y no tiene partes móviles.
El 22 de marzo de 2015, la Universidad de Saga inauguró una instalación de demostración de desalinización de tipo flash en Kumejima. [88] Este satélite de su Instituto de Energía Oceánica utiliza agua de mar profunda post-OTEC de la Instalación de Demostración OTEC de Okinawa y agua de mar superficial sin procesar para producir agua desalinizada. El aire se extrae del sistema cerrado con una bomba de vacío. Cuando se bombea agua de mar sin procesar a la cámara flash, hierve, lo que permite que el vapor puro suba y se eliminen la sal y el agua de mar restante. El vapor se devuelve al líquido en un intercambiador de calor con agua de mar profunda post-OTEC fría. [89] El agua desalinizada se puede utilizar en la producción de hidrógeno o agua potable (si se agregan minerales).
La planta NELHA, establecida en 1993, producía un promedio de 7.000 galones de agua dulce por día. KOYO USA se estableció en 2002 para aprovechar esta nueva oportunidad económica. KOYO embotella el agua producida por la planta NELHA en Hawái. Con capacidad para producir un millón de botellas de agua por día, KOYO es ahora el mayor exportador de Hawái, con 140 millones de dólares en ventas.[81]
El agua de mar fría a 5 °C (41 °F) que proporciona un sistema OTEC crea una oportunidad para proporcionar grandes cantidades de refrigeración a las industrias y hogares cercanos a la planta. El agua se puede utilizar en serpentines de agua helada para proporcionar aire acondicionado a los edificios. Se estima que una tubería de 0,30 m (1 pie) de diámetro puede suministrar 4700 galones de agua por minuto. El agua a 6 °C (43 °F) podría proporcionar aire acondicionado más que suficiente para un edificio grande. Al funcionar 8000 horas al año en lugar de los acondicionadores eléctricos que se venden a 5-10 centavos por kilovatio-hora, se ahorrarían entre 200 000 y 400 000 dólares en facturas de energía al año. [90]
El InterContinental Resort and Thalasso-Spa de la isla de Bora Bora utiliza un sistema SWAC para acondicionar el aire de sus edificios. [91] El sistema hace pasar agua de mar por un intercambiador de calor donde enfría agua dulce en un sistema de circuito cerrado. Esta agua dulce luego se bombea a los edificios y enfría directamente el aire.
En 2010, Copenhagen Energy inauguró una planta de refrigeración urbana en Copenhague (Dinamarca). La planta suministra agua de mar fría a edificios comerciales e industriales y ha reducido el consumo de electricidad en un 80 por ciento. [92] Ocean Thermal Energy Corporation (OTE) ha diseñado un sistema de refrigeración urbana de 9.800 toneladas para un complejo vacacional en las Bahamas.
La tecnología OTEC apoya la agricultura en suelos fríos. Cuando el agua de mar fría fluye a través de tuberías subterráneas, enfría el suelo circundante. La diferencia de temperatura entre las raíces en el suelo frío y las hojas en el aire cálido permite que las plantas que evolucionaron en climas templados crezcan en los subtrópicos . El Dr. John P. Craven, el Dr. Jack Davidson y Richard Bailey patentaron este proceso y lo demostraron en un centro de investigación en el Laboratorio de Energía Natural de la Autoridad de Hawái (NELHA). [93] El centro de investigación demostró que se pueden cultivar más de 100 cultivos diferentes utilizando este sistema. Muchos normalmente no podrían sobrevivir en Hawái o en Keahole Point. [ cita requerida ]
Japón también ha estado investigando los usos agrícolas del agua de mar profundo desde el año 2000 en el Instituto de Investigación del Agua de Mar Profundo de Okinawa en la Isla Kume. Las instalaciones de la Isla Kume utilizan agua corriente enfriada por el agua de mar profundo en un intercambiador de calor que pasa por tuberías en el suelo para enfriar el suelo. Sus técnicas han desarrollado un recurso importante para la comunidad de la isla, ya que ahora producen espinacas, una verdura de invierno, comercialmente durante todo el año. En 2014, la ciudad de Kumejima completó una ampliación de la instalación agrícola de agua de mar profunda junto a la instalación de demostración de OTEC. La nueva instalación tiene como objetivo investigar la viabilidad económica de la agricultura de suelo refrigerado a mayor escala. [94]
La acuicultura es el subproducto más conocido, porque reduce los costos financieros y energéticos que supone bombear grandes volúmenes de agua de las profundidades oceánicas. Las aguas oceánicas profundas contienen altas concentraciones de nutrientes esenciales que se agotan en las aguas superficiales debido al consumo biológico. Esta surgencia artificial imita las surgencias naturales que son responsables de fertilizar y sustentar los ecosistemas marinos más grandes del mundo y las mayores densidades de vida del planeta.
Los animales marinos de aguas frías, como el salmón y la langosta , prosperan en estas aguas profundas ricas en nutrientes. También se pueden cultivar microalgas como la espirulina , un suplemento alimenticio saludable. El agua de las profundidades oceánicas se puede combinar con el agua de la superficie para obtener agua a una temperatura óptima.
Las especies no autóctonas, como el salmón, la langosta, el abulón , la trucha , las ostras y las almejas , se pueden criar en estanques alimentados con agua bombeada por OTEC. Esto amplía la variedad de productos de marisco fresco disponibles para los mercados cercanos. Esta refrigeración de bajo coste se puede utilizar para mantener la calidad del pescado cosechado, que se deteriora rápidamente en las regiones tropicales cálidas. En Kona, Hawái, las empresas de acuicultura que trabajan con NELHA generan unos 40 millones de dólares anuales, una parte importante del PIB de Hawái. [95]
El hidrógeno se puede producir mediante electrólisis utilizando electricidad de OTEC. El vapor generado con compuestos electrolíticos añadidos para mejorar la eficiencia es un medio relativamente puro para la producción de hidrógeno. La OTEC se puede escalar para generar grandes cantidades de hidrógeno. El principal desafío es el costo en relación con otras fuentes de energía y combustibles. [96]
El océano contiene 57 oligoelementos en sales y otras formas y disueltos en solución. En el pasado, la mayoría de los análisis económicos concluían que la extracción de oligoelementos del océano no sería rentable, en parte debido a la energía necesaria para bombear el agua. La minería generalmente se enfoca en minerales que se encuentran en altas concentraciones y se pueden extraer fácilmente, como el magnesio . Con plantas OTEC que suministran agua, el único costo es el de extracción. [97] Los japoneses investigaron la posibilidad de extraer uranio y descubrieron que los avances en otras tecnologías (especialmente las ciencias de los materiales) estaban mejorando las perspectivas. [98]
El gradiente térmico oceánico se puede utilizar para mejorar las precipitaciones y moderar las altas temperaturas ambientales de verano en los trópicos para beneficiar enormemente a la humanidad y la flora y fauna . [ cita requerida ] Cuando las temperaturas de la superficie del mar son relativamente altas en un área, se forma un área de presión atmosférica más baja en comparación con la presión atmosférica que prevalece en la masa terrestre cercana, lo que induce vientos desde la masa terrestre hacia el océano. Los vientos hacia el océano son secos y cálidos, lo que no contribuiría a una buena lluvia en la masa terrestre en comparación con los vientos húmedos hacia la tierra. Para una lluvia adecuada y temperaturas ambientales de verano cómodas (por debajo de 35 °C) en la masa terrestre, es preferible tener vientos húmedos hacia la tierra desde el océano. La creación de zonas de alta presión mediante surgencias artificiales en el área del mar de forma selectiva también se puede utilizar para desviar / guiar los vientos globales monzónicos normales hacia la masa terrestre. La surgencia artificial de agua oceánica profunda rica en nutrientes a la superficie también mejora el crecimiento de la pesca en áreas con clima tropical y templado. [99] También conduciría a un mayor secuestro de carbono por los océanos debido a un mejor crecimiento de las algas y a una ganancia de masa por parte de los glaciares debido a la caída de nieve adicional, mitigando el aumento del nivel del mar o el proceso de calentamiento global . [ cita requerida ] Los ciclones tropicales tampoco pasan por las zonas de alta presión, ya que se intensifican al ganar energía de las cálidas aguas superficiales del mar.
El agua fría de las profundidades marinas (<10 °C) se bombea a la superficie del mar para suprimir la temperatura de la superficie del mar (>26 °C) por medios artificiales utilizando electricidad producida por plantas de turbinas eólicas flotantes a gran escala en las profundidades marinas. La temperatura más baja de la superficie del agua del mar aumentaría la presión ambiental local, de modo que se crearían vientos atmosféricos en dirección a la tierra. Para hacer que el agua fría del mar aflore , se coloca una hélice estacionaria impulsada hidráulicamente (≈50 m de diámetro) en el fondo marino profundo a una profundidad de 500 a 1000 m con un tubo de tiro flexible que se extiende hasta la superficie del mar. El tubo de tiro está anclado al lecho marino en su parte inferior y en la parte superior a pontones flotantes en la superficie del mar. El tubo de tiro flexible no colapsaría ya que su presión interna es mayor en comparación con la presión externa cuando el agua más fría se bombea a la superficie del mar. Oriente Medio, el noreste de África, el subcontinente indio y Australia pueden aliviar el clima cálido y seco de la temporada de verano, también propensa a lluvias erráticas, bombeando agua de las profundidades marinas a la superficie desde el Golfo Pérsico, el Mar Rojo, el Océano Índico y el Océano Pacífico respectivamente. [ cita requerida ]
Un tratamiento riguroso de OTEC revela que una diferencia de temperatura de 20 °C proporcionará tanta energía como una planta hidroeléctrica con 34 m de altura para el mismo volumen de flujo de agua. [ cita requerida ] La baja diferencia de temperatura significa que los volúmenes de agua deben ser muy grandes para extraer cantidades útiles de calor. Se esperaría que una planta de energía de 100 MW bombeara del orden de 12 millones de galones (44.400 toneladas) por minuto. [100] A modo de comparación, las bombas deben mover una masa de agua mayor que el peso del acorazado Bismarck , que pesaba 41.700 toneladas, cada minuto. Esto hace que el bombeo sea un drenaje parásito sustancial en la producción de energía en los sistemas OTEC, con un diseño de Lockheed consumiendo 19,55 MW en costos de bombeo por cada 49,8 MW de electricidad neta generada. En el caso de los sistemas OTEC que utilizan intercambiadores de calor, para manejar este volumen de agua, los intercambiadores deben ser enormes en comparación con los que se utilizan en las plantas de generación de energía térmica convencionales, [101] lo que los convierte en uno de los componentes más críticos debido a su impacto en la eficiencia general. Una planta de energía OTEC de 100 MW requeriría 200 intercambiadores, cada uno más grande que un contenedor de transporte de 20 pies, lo que los convierte en el componente más costoso. [102]
La insolación total que reciben los océanos (que cubren el 70% de la superficie terrestre, con un índice de claridad de 0,5 y una retención media de energía del 15%) es: 5,45×10 18 MJ/año × 0,7 × 0,5 × 0,15 = 2,87×10 17 MJ/año
Podemos utilizar la ley de Beer-Lambert-Bouguer para cuantificar la absorción de energía solar por el agua,
donde y es la profundidad del agua, I es la intensidad y μ es el coeficiente de absorción. Resolviendo la ecuación diferencial anterior ,
El coeficiente de absorción μ puede variar desde 0,05 m −1 para agua dulce muy clara hasta 0,5 m −1 para agua muy salada.
Como la intensidad cae exponencialmente con la profundidad y , la absorción de calor se concentra en las capas superiores. Normalmente, en los trópicos, los valores de temperatura de la superficie superan los 25 °C (77 °F), mientras que a 1 kilómetro (0,62 mi), la temperatura es de aproximadamente 5-10 °C (41-50 °F). Las aguas más cálidas (y por lo tanto más ligeras) en la superficie significan que no hay corrientes de convección térmica . Debido a los pequeños gradientes de temperatura, la transferencia de calor por conducción es demasiado baja para igualar las temperaturas. El océano es, por lo tanto, una fuente de calor prácticamente infinita y un sumidero de calor prácticamente infinito. [ aclaración necesaria ]
Esta diferencia de temperatura varía con la latitud y la estación, y alcanza su máximo en aguas tropicales , subtropicales y ecuatoriales . Por ello, los trópicos son generalmente los mejores lugares para la OTEC.
En este esquema, el agua superficial cálida a alrededor de 27 °C (81 °F) ingresa a un evaporador a una presión ligeramente inferior a las presiones de saturación, lo que hace que se vaporice.
Donde H f es la entalpía del agua líquida a la temperatura de entrada, T 1 .
Esta agua sobrecalentada temporalmente experimenta una ebullición volumétrica, a diferencia de la ebullición en charco que se produce en las calderas convencionales, donde la superficie de calentamiento está en contacto. De este modo, el agua se evapora parcialmente y prevalece el equilibrio bifásico. Supongamos que la presión dentro del evaporador se mantiene a la presión de saturación, T 2 .
Aquí, x 2 es la fracción de agua en masa que se vaporiza. El caudal másico de agua caliente por unidad de caudal másico de la turbina es 1/ x 2 .
La baja presión en el evaporador se mantiene mediante una bomba de vacío que también elimina los gases no condensables disueltos del evaporador. El evaporador ahora contiene una mezcla de agua y vapor de muy baja calidad de vapor (contenido de vapor). El vapor se separa del agua como vapor saturado. El agua restante está saturada y se descarga al océano en el ciclo abierto. El vapor es un fluido de trabajo de baja presión y alto volumen específico . Se expande en una turbina especial de baja presión.
Aquí, H g corresponde a T 2 . Para una turbina isentrópica ideal ( adiabática reversible ),
La ecuación anterior corresponde a la temperatura en el escape de la turbina, T 5 . x 5, s es la fracción de masa de vapor en el estado 5.
La entalpía en T 5 es,
Esta entalpía es menor. El trabajo adiabático reversible de la turbina = H 3 - H 5, s .
Trabajo real de la turbina W T = ( H 3 - H 5, s ) x eficiencia politrópica
La temperatura y la presión del condensador son más bajas. Como el escape de la turbina se debe descargar de nuevo al océano, se utiliza un condensador de contacto directo para mezclar el escape con agua fría, lo que da como resultado un agua casi saturada. Esa agua se descarga ahora de nuevo al océano.
H 6 = H f , en T 5 . T 7 es la temperatura del escape mezclado con agua de mar fría, ya que el contenido de vapor ahora es insignificante,
Las diferencias de temperatura entre etapas incluyen la que existe entre el agua superficial caliente y el vapor de trabajo, la que existe entre el vapor de escape y el agua de enfriamiento, y la que existe entre el agua de enfriamiento que llega al condensador y el agua profunda. Estas representan irreversibilidades externas que reducen la diferencia de temperatura general.
El caudal de agua fría por unidad de caudal másico de la turbina,
Caudal másico de la turbina,
Caudal másico de agua caliente,
Caudal másico de agua fría
Tal como lo desarrolló J. Hilbert Anderson de Sea Solar Power, Inc. a partir de los años 1960, en este ciclo, Q H es el calor transferido en el evaporador desde el agua de mar caliente al fluido de trabajo. El fluido de trabajo sale del evaporador como un gas cerca de su punto de rocío .
Luego, el gas a alta presión y alta temperatura se expande en la turbina para generar trabajo de turbina, W T . El fluido de trabajo se sobrecalienta ligeramente a la salida de la turbina y la turbina normalmente tiene una eficiencia del 90 % basada en una expansión adiabática reversible.
Desde la salida de la turbina, el fluido de trabajo entra al condensador donde rechaza calor, -Q C , al agua de mar fría. Luego, el condensado se comprime a la presión más alta del ciclo, lo que requiere trabajo de bomba de condensado, W C . Por lo tanto, el ciclo cerrado de Anderson es un ciclo de tipo Rankine similar al ciclo de vapor de la planta de energía convencional, excepto que en el ciclo de Anderson el fluido de trabajo nunca se sobrecalienta más de unos pocos grados Fahrenheit . Debido a los efectos de la viscosidad, la presión del fluido de trabajo cae tanto en el evaporador como en el condensador. Esta caída de presión, que depende de los tipos de intercambiadores de calor utilizados, debe considerarse en los cálculos de diseño final, pero se ignora aquí para simplificar el análisis. Por lo tanto, el trabajo parásito de la bomba de condensado, W C , calculado aquí será menor que si se incluyera la caída de presión del intercambiador de calor. Los principales requisitos de energía parásita adicionales en la planta OTEC son el trabajo de la bomba de agua fría, W CT , y el trabajo de la bomba de agua caliente, W HT . Denotando todos los demás requerimientos de energía parásita por W A , la red de la planta OTEC, W NP es
El ciclo termodinámico que atraviesa el fluido de trabajo se puede analizar sin tener en cuenta en detalle los requerimientos de energía parásita. A partir de la primera ley de la termodinámica, el balance de energía para el fluido de trabajo como sistema es
donde W N = W T + W C es el trabajo neto para el ciclo termodinámico. Para el caso idealizado en el que no hay caída de presión del fluido de trabajo en los intercambiadores de calor,
y
de modo que el trabajo neto del ciclo termodinámico se convierte en
El líquido subenfriado ingresa al evaporador. Debido al intercambio de calor con el agua de mar caliente, se produce la evaporación y, por lo general, el vapor sobrecalentado sale del evaporador. Este vapor impulsa la turbina y la mezcla de dos fases ingresa al condensador. Por lo general, el líquido subenfriado sale del condensador y, finalmente, este líquido se bombea al evaporador, completando así un ciclo.
El dióxido de carbono disuelto en capas profundas de frío y alta presión es llevado a la superficie y liberado a medida que el agua se calienta. [ cita requerida ]
La mezcla de aguas oceánicas profundas con aguas menos profundas permite la entrada de nutrientes y su disponibilidad para la vida en aguas poco profundas. Esto puede ser una ventaja para la acuicultura de especies de importancia comercial, pero también puede desequilibrar el sistema ecológico que rodea a la central eléctrica.
Las plantas OTEC utilizan grandes caudales de agua de mar cálida de la superficie y de agua de mar fría de las profundidades para generar energía renovable constante. El agua de las profundidades es deficiente en oxígeno y, por lo general, entre 20 y 40 veces más rica en nutrientes (en nitratos y nitritos) que el agua de mar poco profunda. Cuando estas columnas se mezclan, son ligeramente más densas que el agua de mar ambiental. [103] Aunque no se han realizado pruebas ambientales físicas a gran escala de las plantas OTEC, se han desarrollado modelos informáticos para simular el efecto de las plantas OTEC.
En 2010, se desarrolló un modelo informático para simular los efectos oceanográficos físicos de una o varias plantas OTEC de 100 megavatios. El modelo sugiere que las plantas OTEC pueden configurarse de manera que puedan realizar operaciones continuas, con variaciones resultantes de temperatura y nutrientes que se encuentran dentro de los niveles que se producen naturalmente. Los estudios realizados hasta la fecha sugieren que al descargar los flujos de OTEC hacia abajo a una profundidad inferior a 70 metros, la dilución es adecuada y el enriquecimiento de nutrientes es lo suficientemente pequeño como para que las plantas OTEC de 100 megavatios puedan operar de manera sostenible de manera continua. [104]
Los nutrientes de una descarga de OTEC podrían potencialmente causar un aumento de la actividad biológica si se acumulan en grandes cantidades en la zona fótica . [104] En 2011, se agregó un componente biológico al modelo informático hidrodinámico para simular la respuesta biológica a las columnas de las plantas OTEC de 100 megavatios. En todos los casos modelados (descarga a 70 metros de profundidad o más), no se producen variaciones no naturales en los 40 metros superiores de la superficie del océano. [103] La respuesta del picoplancton en la capa de profundidad de 110 a 70 metros es de aproximadamente un aumento del 10 al 25 %, lo que está dentro de la variabilidad natural. La respuesta del nanoplancton es insignificante. La productividad mejorada de las diatomeas (microplancton) es pequeña. El aumento sutil del fitoplancton de la planta OTEC de referencia sugiere que los efectos bioquímicos de orden superior serán muy pequeños. [103]
Existe una Declaración Final de Impacto Ambiental (DIA) previa de la NOAA de los Estados Unidos de 1981, [105] pero necesita ser actualizada a los estándares oceanográficos y de ingeniería actuales. Se han realizado estudios para proponer las mejores prácticas de monitoreo ambiental de referencia, centrándose en un conjunto de diez parámetros oceanográficos químicos relevantes para la OTEC. [106] Más recientemente, la NOAA realizó un Taller sobre la OTEC en 2010 y 2012 con el objetivo de evaluar los impactos y riesgos físicos, químicos y biológicos, e identificar lagunas o necesidades de información. [107] [108]
La base de datos Tethys proporciona acceso a literatura científica e información general sobre los posibles efectos ambientales de la OTEC. [109]
El rendimiento de los intercambiadores de calor de contacto directo que funcionan en condiciones de contorno típicas de OTEC es importante para el ciclo Claude. Muchos de los primeros diseños del ciclo Claude utilizaban un condensador de superficie, ya que su rendimiento se entendía bien. Sin embargo, los condensadores de contacto directo ofrecen desventajas significativas. A medida que el agua fría sube en la tubería de entrada, la presión disminuye hasta el punto en que el gas comienza a desprenderse. Si una cantidad significativa de gas sale de la solución, puede estar justificado colocar una trampa de gas antes de los intercambiadores de calor de contacto directo. Los experimentos que simulan las condiciones en la tubería de entrada de agua caliente indicaron que aproximadamente el 30% del gas disuelto se desprende en los 8,5 metros (28 pies) superiores del tubo. La compensación entre la desaireación previa [110] del agua de mar y la expulsión de gases no condensables del condensador depende de la dinámica de la evolución del gas, la eficiencia del desaireador, la pérdida de carga, la eficiencia del compresor de ventilación y la potencia parásita. Los resultados experimentales indican que los condensadores de caño vertical funcionan aproximadamente un 30% mejor que los de chorro descendente.
Debido a que el agua de mar cruda debe pasar a través del intercambiador de calor, se debe tener cuidado de mantener una buena conductividad térmica . Las capas de bioincrustaciones tan delgadas como 25 a 50 micrómetros (0,00098 a 0,00197 pulgadas) pueden degradar el rendimiento del intercambiador de calor hasta en un 50%. [46] Un estudio de 1977 en el que intercambiadores de calor simulados fueron expuestos al agua de mar durante diez semanas concluyó que, aunque el nivel de incrustaciones microbianas era bajo, la conductividad térmica del sistema se vio afectada significativamente. [111] La aparente discrepancia entre el nivel de incrustaciones y el deterioro de la transferencia de calor es el resultado de una fina capa de agua atrapada por el crecimiento microbiano en la superficie del intercambiador de calor. [111]
Otro estudio concluyó que la acumulación de suciedad degrada el rendimiento con el tiempo y determinó que, aunque el cepillado regular era capaz de eliminar la mayor parte de la capa microbiana, con el tiempo se formaba una capa más resistente que no se podía eliminar con un simple cepillado. [46] El estudio pasó bolas de gomaespuma a través del sistema. Concluyó que, aunque el tratamiento con bolas disminuyó la tasa de acumulación de suciedad, no fue suficiente para detener por completo el crecimiento y, ocasionalmente, fue necesario cepillar para restaurar la capacidad. Los microbios volvieron a crecer más rápidamente más adelante en el experimento (es decir, el cepillado se hizo necesario con mayor frecuencia), lo que replicó los resultados de un estudio anterior. [112] La mayor tasa de crecimiento después de limpiezas posteriores parece ser el resultado de la presión de selección sobre la colonia microbiana. [112]
Se estudió el uso continuo de 1 hora por día y períodos intermitentes de incrustaciones libres y luego períodos de cloración (de nuevo 1 hora por día). La cloración disminuyó pero no detuvo el crecimiento microbiano; sin embargo, los niveles de cloración de 0,1 mg por litro durante 1 hora por día pueden resultar eficaces para el funcionamiento a largo plazo de una planta. [46] El estudio concluyó que, si bien las incrustaciones microbianas eran un problema para el intercambiador de calor de agua superficial caliente, el intercambiador de calor de agua fría sufría poca o ninguna incrustación biológica y solo una incrustación inorgánica mínima. [46]
Además de la temperatura del agua, la contaminación microbiana también depende de los niveles de nutrientes, y el crecimiento se produce más rápidamente en agua rica en nutrientes. [113] La tasa de contaminación también depende del material utilizado para construir el intercambiador de calor. Los tubos de aluminio ralentizan el crecimiento de la vida microbiana, aunque la capa de óxido que se forma en el interior de las tuberías complica la limpieza y provoca mayores pérdidas de eficiencia. [112] Por el contrario, los tubos de titanio permiten que la bioincrustación se produzca más rápidamente, pero la limpieza es más eficaz que con el aluminio. [112]
El evaporador, la turbina y el condensador funcionan en un vacío parcial que oscila entre el 3 % y el 1 % de la presión atmosférica. El sistema debe sellarse cuidadosamente para evitar fugas de aire atmosférico que puedan degradar o interrumpir el funcionamiento. En el sistema OTEC de ciclo cerrado, el volumen específico de vapor a baja presión es muy grande en comparación con el del fluido de trabajo presurizado. Los componentes deben tener grandes áreas de flujo para garantizar que las velocidades del vapor no alcancen valores excesivamente altos.
Un método para reducir la pérdida de potencia parásita del compresor de escape es el siguiente: después de que la mayor parte del vapor se haya condensado mediante condensadores de descarga, la mezcla de vapor y gas no condensable pasa a través de una región de contracorriente que aumenta la reacción gas-vapor en un factor de cinco. El resultado es una reducción del 80% en los requisitos de potencia de bombeo de los gases de escape.
En invierno, en las zonas costeras del Ártico , la diferencia de temperatura entre el agua de mar y el aire ambiente puede llegar a ser de 40 °C (72 °F). Los sistemas de ciclo cerrado podrían aprovechar la diferencia de temperatura entre el aire y el agua. La eliminación de las tuberías de extracción de agua de mar podría hacer que un sistema basado en este concepto fuera menos costoso que el OTEC. Esta tecnología se debe a H. Barjot, quien sugirió el butano como criógeno, debido a su punto de ebullición de -0,5 °C (31,1 °F) y su insolubilidad en agua. [114] Suponiendo un nivel realista de eficiencia del 4%, los cálculos muestran que la cantidad de energía generada con un metro cúbico de agua a una temperatura de 2 °C (36 °F) en un lugar con una temperatura del aire de -22 °C (-8 °F) es igual a la cantidad de energía generada al dejar que este metro cúbico de agua corra por una planta hidroeléctrica de 4000 pies (1200 m) de altura. [115]
Las centrales eléctricas polares de Barjot podrían estar ubicadas en islas de la región polar o diseñadas como barcazas o plataformas náuticas unidas a la capa de hielo . La estación meteorológica Myggbuka, en la costa este de Groenlandia, por ejemplo, que se encuentra a sólo 2.100 km de Glasgow, detecta temperaturas medias mensuales inferiores a -15 °C (5 °F) durante seis meses de invierno al año. [116]
En 1979, SERI propuso utilizar el efecto Seebeck para producir energía con una eficiencia de conversión total del 2%. [117]
En 2014, Liping Liu, profesor asociado de la Universidad Rutgers, imaginó un sistema OTEC que utiliza el efecto termoeléctrico del estado sólido en lugar de los ciclos de fluidos utilizados tradicionalmente. [118] [119]
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