enero 12, 2015

Bill Gates prueba su planta de residuos, bebiendo un vaso de agua procesada


La fundación Bill y Melinda Gates puso en marcha una planta que convierte las heces humanas en agua potable y electricidad.


Omniprocessor –como se llama la planta—fue diseñada y construida por Janicki Bionergía, informa la web CNN Expansión. Está respaldada por la fundación del empresario y tiene la intención de buscar la prevención de enfermedades causadas por el agua contaminada.


La información rescatada del blog de Bill Gates y de la página web de la compañía no precisa del todo los parámetros energéticos de la planta piloto de Janicki Bioenergy, denominada Omniprocessor. No hay producción de biogás a través de la digestión anaeróbica de residuos orgánicos, por lo que no se trata de una planta de generación de electricidad al uso asociada a una estación depuradora de aguas residuales. Lo que está claro es que, según comenta Bill Gates tras saborear el agua procedente del proceso, mejorará sustancialmente lo que ahora se hace con los residuos y con la energía necesaria para procesarlos.

La intención primera del proceso es mejorar tanto el abastecimiento de agua potable como el tratamiento de las aguas residuales, especialmente en países en desarrollo, donde un nulo o muy deficiente tratamiento sanitario de los recursos hídricos provoca la muerte diaria de 2.000 niños. Eso es lo que ha movido a la Fundación Bill y Melinda Gates a apoyar económicamente el proyecto, aunque, de paso, como advierte el magnate de Microsoft, mejorará la eficiencia energética de unas plantas que hacen un deficiente procesamiento de los residuos consumiendo una energía cara y sucia.

En este caso, la planta se autoabastece con la energía generada en el proceso, que consiste en la combustión de la fracción sólida de los residuos y su conversión en electricidad a través de generadores de vapor. La planta piloto que visitó Bill Gates, y de la que bebió el vaso de agua que tanto le gustó, se ubica en las instalaciones de Janicki Bioenergy en el estado de Washington, a 112 kilómetros al norte de Seattle. Se espera que este mismo año una planta de similares características empiece a funcionar en Dakar (Senegal) y pueda tratar los residuos de 100.000 personas y producir 86.000 litros de agua al día.  


Fuente: energiasrenovables.com / dinero.univision.com

noviembre 18, 2014

Brasil, la primera cancha de FÚTBOL Amigable con el Ambiente!

BIENVENIDA ESTA GRAN IDEA!

En la favela Morro da Mineira, en el centro mismo de Río de Janeiro, funciona una cancha de fútbol que genera energía a partir del movimiento que los jugadores hacen sobre el terreno de juego, gracias a 200 placas cinéticas instaladas debajo del césped artificial. También tiene paneles solares que se utilizan para captar durante el día energía que se acumula y se utiliza para el encendido de los focos durante la noche.

Pavegen ha instalado 200 azulejos en un campo de fútbol local, reconstruido por Shell en el Morro da Mineira, una favela que no se ha beneficiado del turismo y el desarrollo de la empresa privada en Río de Janeiro.


Nuestra mayor instalación hasta la fecha, las baldosas Pavegen trabajar día y noche junto a los paneles solares para alimentar las luces de hasta 10 horas con una batería completa, creando el primer campo de fútbol en el mundo que funciona con energía producida por los jugadores de fútbol.  El terreno de juego fue inaugurado oficialmente el 10 de septiembre por la leyenda del fútbol internacional Pelé. Shell se asoció con Pavegen para instalar esta solución de primera de su tipo de energía como fuente de inspiración global, el empoderamiento de la acción a través del deporte, así como proporcionar una fuente de alimentación tangible fuera de la red que beneficia a toda una comunidad.

A raíz de la unidad y el espíritu de la Copa del Mundo, este proyecto es un incentivo para fomentar el crecimiento empresarial y comportamiento perturbador, lo que permite a la comunidad a perfeccionar sus habilidades de fútbol sobre el terreno de juego y se convierten en parte del proceso de generación de ahorro de energía.


La tecnología Pavegen tiene más características que sólo la generación de energía. Uso de la interfaz de programación de aplicaciones inalámbricas (API), las baldosas pueden transmitir energía a direcciones web designados, lo que permite el análisis de datos en tiempo real, la representación pisada en vivo y la posibilidad de incorporar el sistema en las ciudades inteligentes. Los azulejos de la instalación en Río pueden cotejar la cantidad diaria de pasos y la energía producida por cada baldosa.

"Los empresarios deben saber hay reglas y superar todas las barreras. Hemos tomado esta idea de un dormitorio en Londres a un campo de fútbol en Brasil a través de nuestra asociación con Shell, animando jóvenes innovadores del futuro para hacer una verdadera diferencia en su comunidad. "

Laurence Kemball

Fuente: 
http://www.energias-renovables.com/
http://www.pavegen.com/

octubre 17, 2014

GUATEMALA Para 2017 Las renovables serán el 12,5% de la matriz energética

Son datos a partir de estimaciones del Ministerio de Energía y Minas (MEM) de la evolución del mix energético del país. Si se suman las plantas hidroeléctricas alcanza el 53,8%, todo esto sobre un total estimado de 3.836 MW.
En tres años las renovables serán el 12,5% de la matriz energética
A mayo pasado, la capacidad instalada total era de 2.519,2 MW, con una matriz renovable de 280,6 MW, representada por 241,6 MW de biomasa, 34 MW geotérmicos y 5 MW solar; la hidroeléctrica  alcanzaba en esa fecha 959,8 MW. En porcentajes, eso valores representan: biomasa 9,59%; geotermia 1,35% y solar 0,2%. Para la hidroeléctrica significa una participación del 38%

En los dos últimos años se han realizado licitaciones de energía con distinta participación de fuentes renovables, además de las convencionales, esto explica que para 2017 se estime estén integrados a la matriz el total estimado referido de 3.836 MW.

Así, para mayo de 2017, se espera que las renovables alcancen los 480,6 MW de capacidad, un crecimiento de casi un 70% más que en la actualidad. En ese contexto, las estimaciones del MEM presentan estos números de capacidad instalada (y participación en la matriz energética): solar 88 MW (2,3%), geotermia 34 MW (0,9%), biomasa 257,6 MW (6,7%) y eólica 101 MW (2,6%). Para la hidroeléctrica, la previsión es que totalice 1.586 MW (41,3%).

Esos 88 MW solares estarán aportados por la ya en funciones Sibo (5 MW) y por las futuras plantas Horus I y II, de 50 MW y 33 MW, respectivamente, la primera de las cuales está siendo instalada en Chiquimulilla y se espera entre en operaciones este año.

En tanto, respecto a la eólica, eso 101 MW eólicos se verán en parte materializados con la planta San Antonio (52,8 MW) y Viento Blanco (21 MW).

Fuente: http://www.energias-renovables.com

octubre 14, 2014

EPM empresa colombiana inaugura su primer parque eólico en Chile

En una ceremonia a la que asistió la presidente del país, Michelle Bachelet (en la imagen), la firma colombiana Grupo EPM puso en operaciones el parque eólico Los Cururos, de 109,6 MW, ubicado en la comuna de Ovalle, región de Coquimbo. Con 57 aerogeneradores Vestas de 1,8 y 2 MW, aportará al Sistema Interconectado Central.

Una empresa colombiana inaugura su primer parque eólico
Los Cururos es la primera inversión -cerca de 200 millones de dólares- de EPM en Chile, desarrollado por su filial EPM Chile S.A. La danesa Vestas, además de aportar los aerogeneradores, estuvo a cargo de la construcción de la planta y será responsable de su operación durante cinco años, mientras que la alemana Siemens suministró los equipos de la subestación encapsulada a 220 kV y 33 kV, de los que realizará la operación y mantenimiento durante tres años.

Los 57 aerogeneradores están distribuidos en dos propiedades contiguas: Pacífico, de 496 hectáreas y con una potencia nominal de 68,2 MW; y Cebada, con un área útil de 916 hectáreas y una potencia nominal de 41,4 MW.

La empresa, "durante la construcción se generaron 720 empleos directos, de los cuales 60 fueron con habitantes de la región". Además, se explicó que "el parque eólico toma el nombre de un mamífero y roedor que vive en esta zona del país y es objeto de observación especial por parte de las autoridades para evitar su extinción." 

Fuente: http://www.energias-renovables.com/

septiembre 08, 2014

Temblores y erupciones volcánicas: ¿el combustible del futuro?

Agobiadas por los precios del petróleo, las pequeñas islas del Caribe miran a la energía geotérmica, que se genera en sus propias entrañas, como sustituto del oro negro


Vista del volcán Soufriere en la isla de Montserrat / BANCO MUNDIAL

En vez de espantar a la gente, la energía que liberan terremotos y volcanes pronto podría echar a andar coches, lámparas y maquinarias.
Esto es especialmente cierto en las pequeñas islas del Caribe, que además de ostentar playas paradisíacas, cuentan con una recién descubierta fuente de energía subterránea que podría ser la gran respuesta al caro y poco sostenible consumo de combustibles fósiles.
Siete países del Caribe oriental tienen enorme potencial para la generación de energía geotérmica, que se puede confirmar con mayor exploración, según un estudio del Banco Mundial. Por ejemplo, en la isla de Guadalupe ya se han desarrollado recursos geotérmicos con la planta eléctrica La Bouillante, que genera 15 Megavatios (MW), lo suficiente como para satisfacer las necesidades de 64.000 hogares. Los recursos en esa región continúan inexplorados, pero los expertos sugieren que el potencial comercialmente explotable podría alcanzar los 850 MW.
Una vez desarrollada, esta energía podría ofrecer a las islas una fuente alternativa y a la vez limpia, económica y menos vulnerable a circunstancias inevitables como el cambio climático. Además, ofrecería un suministro energético confiable a un precio estable --una buena noticia para los usuarios caribeños, que cada fin de mes enfrentan, comparativamente, algunas de las facturas de luz más caras del mundo.
A merced del petróleo
Hoy en día, el uso de la electricidad va de la mano del desarrollo, pero en muchas partes del Caribe y Centroamérica el acceso a este servicio fundamental es cada vez más costoso por su dependencia del petróleo. Más del 90% de sus necesidades de energía primaria proviene de combustibles fósiles --un tercio por encima del promedio regional y el doble del promedio global.
Y mientras países como Brasil y México gozan de fuentes de energía renovable abundantes y diversas para satisfacer sus requerimientos, los pequeños países del Caribe oriental están cada vez más a merced del impredecible mercado del petróleo.
“El reto principal para los países del Caribe oriental (OECS, en inglés) es su alta dependencia del petróleo para generar electricidad. Para poner un ejemplo, en Santa Lucia, el 100% del suministro viene de petróleo,” explica Migara Jayawardena, especialista en infraestructura del Banco Mundial.
En promedio, los estados insulares gastan colectivamente más de 67 millones de sólares al día en petróleo para satisfacer sus necesidades energéticas. Pero con los cambios constantes de precios, cualquier aumento se traslada al consumidor, encareciendo aún más servicios ya costosos, reduciendo la competitividad de las empresas y empeorando la calidad de vida de los caribeños.
Una mina de oro energética
La extracción de energía de los volcanes y los movimientos de la corteza terrestre ya se aplica con éxito en otras regiones, como Indonesia, pero también parece ser una alternativa viable en México y Nicaragua, donde ya se está aprovechando el vapor que surge de las entrañas de la tierra para generar electricidad.
Basta ver un géiser lanzar vapor a la atmósfera para tener una idea de la cantidad de energía que se esconde bajo nuestros pies. Las centrales geotérmicas utilizan las aguas subterráneas en constante ebullición por el calor del magma. El vapor de estas aguas impulsa sus turbinas que, a su vez, generan electricidad. Finalmente, el agua se inyecta de vuelta a la reserva acuífera para mantener vivo el ciclo.
Globalmente, el potencial para la energía geotérmica es más de 75 veces el consumo mundial de electricidad en 2011, según la Agencia Internacional de Energía. En promedio, cada latinoamericano consumía 2045.5 kwh de electricidad en 2010 según el Banco Mundial, casi 4 veces más que en África subsahariano pero apenas el 15% del consumo per cápita de Estados Unidos.
¿Solución perfecta?
Aunque parezca la solución perfecta, la energía geotérmica no es una inversión del todo segura. A diferencia de un yacimiento petrolífero (que se puede detectar antes de empezar a perforar la tierra) la única forma de posible determinar si se liberará energía geotérmica es taladrando la corteza terrestre.
Al contrario de las centrales termoeléctricas, que requieren compras regulares de combustible a precios fluctuantes, con una central geotérmica casi todo se paga por adelantado. Desde el punto de vista del consumidor, esto allana el camino hacia la reducción y la estabilidad de precios energéticos, ya que solo hay que amortizar la inversión inicial y no se producen más gastos variables.
En promedio, construir una central geotérmica cuesta entre 60-70 millones de dólares, una cuantiosa inversión inicial que está mucho más allá del alcance de las altamente endeudadas economías caribeñas.
Una de las soluciones que propone el estudio del Banco Mundial para emprender estas grandes inversiones, es la creación de alianzas entre el sector público y el sector privado en las islas del Caribe Oriental. También recomienda estudios más precisos para determinar cuánto se necesita invertir para desarrollar exitosamente esta tecnología.
Fuente: Internacional.elpais.com 


julio 10, 2014

Chevron Admits The Truth: Oil Shale Will Use Huge Amounts Of Western Water

BY TOM KENWORTHY ClimateProgress

In this Aug. 15, 2005 file photo, oil shale rock burns on its own once lit with a blow torch, in Sandy, Utah.
In this Aug. 15, 2005 file photo, oil shale rock burns on its own once lit with a blow torch, in Sandy, Utah.
CREDIT: AP PHOTO/DOUGLAS C. PIZAC
One of the largest oil companies in the world has been forced in court to tell the truth, the whole truth and nothing but the truth about one of the key environmental impacts of developing oil shale in the arid West. Namely, it will consume an enormous amount of water in a region where drought and climate change are already stressing available water supplies.
Chevron USA, in legal filings in a case brought by the conservation group Western Resource Advocates, has admitted that to meet a goal of developing a half million barrels of oil from sedimentary rock in northwest Colorado it would need 120,000 acre feet of water a year. That’s enough to meet the needs of 1 million people per year.
Oil industry giants have often brushed off concerns about the water demands oil shale development would place on the Colorado River system, despite assessments by the U.S. Government Accountability Office, the federal Bureau of Land Management and the Rand Corporation that it will be water-intensive. Oil shale is different from shale oil which is conventional oil produced from shale rock formations using standard drilling techniques. Oil shale is a sedimentary rock that contains kerogen, which can yield liquid hydrocarbons when the rock is heated to high temperatures.
Rob Harris, who led the Western Resource Advocates case against Chevron, said in a prepared statement:
Chevron is the first company in recent memory to admit what Western Resource Advocates, the BLM, the GAO and others have been saying – oil shale development would be a water game-changer in our water strained region. Time-and-again, companies have downplayed their water demands, yet this new evidence shows that large-scale development would compromise the Colorado River Basin, an overtaxed river system. The cat is out of the bag, and it is time for other companies to follow Chevron’s lead and disclose their full water demands. Communities, state agencies, and concerned citizens in Colorado, Utah and Wyoming need to have the facts in hand as they plan for the future in our water-scarce region.
Humans have been chasing the elusive dream of oil shale for a very long time, but the reality has always been disappointing. In 1916, President Woodrow Wilson set aside nearly 45,000 acres of western land as the Naval Oil Shale Reserves as a potential source of oil for the military. A number of booms and busts followed, including the spectacular crash of Exxon’s Colony Project in western Colorado in 1980.
Nonetheless the dream has persisted, driven by estimates that the Green River Formation that includes parts of Colorado, Utah and Wyoming — in particular the richest section known as the Piceance Basin in Colorado — could hold a trillion barrels or more of recoverable oil, many times the oil resources of Saudi Arabia. In recent years, the Bureau of Land Management has issued a half dozen research and development leases to federal land for small-scale testing of oil shale development.
One of those leases was held by Chevron, but two years ago the company announced it was ending its research in Colorado. However, Chevron, which along with other oil companies holds rights to divert and store large quantities of water in the Colorado River Basin, filed in 2013 to maintain its water rights in the region. That application was challenged by Western Resource Advocates, which argued that in abandoning its oil shale project Chevron no longer intended to put its water to “beneficial use” as required by Colorado water law.
Chevron and Western Resource Advocates reached a settlement agreement and filed it last week with the Colorado water court. Under the agreement Chevron is allowed to keep its water rights for six years and then must go back to court to keep them beyond that period. It also agreed to provide Western Resource Advocates with five documents that detail how much water it would need for oil shale development and how the water would be used.
That’s how the truth came out. “This legal case puts to bed the argument of whether current oil shale plans will use large quantities of water,” said David Abelson, a policy advisor to Western Resource Advocates.

“Now the debate for decision makers is whether allowing oil shale development to use enormous quantities of water in a strained Colorado River Basin is acceptable.”