¿Cómo se miden las dosis de radiación?

El daño producido al cuerpo humano por todo tipo de radiación que se reciba se mide con una magnitud que se llama dosis de radiación. Debe tenerse en cuenta que, para una cantidad dada de radiación, el daño producido en los tejidos por los distintos tipos de radiación (alfa, beta, gamma, X, neutrones) es diferente. Por eso, la cantidad de radiación absorbida (dosis absorbida) debe multiplicarse por unos factores de ponderación de la radiación para dar la dosis equivalente, que es la que tiene en cuenta el tipo de radiación que se ha recibido. Sin embargo algunos órganos del cuerpo humano son más sensibles que otros a la radiación y son dañados de distinta forma por un mismo tipo de radiación. Por tanto, la dosis equivalente se multiplica por otros factores de ponderación de los tejidos, obteniéndose así la dosis efectiva que mide el daño total producido.

¿Qué es el factor de carga de una central eléctrica?

Existen varios indicadores para hacer una valoración de la capacidad técnica y de competir económicamente que tienen los diversos equipos de generación ya instalados, como son los factores de carga, de operación, disponibilidad, etc.

Por razones de simplicidad y por ser este indicador uno de los más utilizados a nivel internacional para evaluar y comparar el comportamiento de las centrales nucleares, se ha elegido el factor de carga. Este indicador mide la relación existente entre la energía eléctrica realmente producida por una central en un periodo determinado y la que se hubiera producido en el mismo, funcionando a su potencia nominal.

¿Qué tipos de pilas de combustible hay?

Como fruto de este desarrollo se han promovido varios tipos de células de combustible, que en el momento presente pueden ofrecer distintas opciones comerciales. Las diferencias esenciales entre los distintos tipos se deben al electrolito empleado, según el cual obliga a diferentes materiales para los electrodos y por supuesto diferentes condiciones de operación, lo que finalmente se traduce en diferentes posibilidades de utilización. Pueden señalarse los siguientes tipos:

– Alcalinas. Las primeras se desarrollaron dentro del programa Apolo. Necesitan H2 y O2 muy puros. Operan entre 25 y 120 °C.

– Ácido fosfórico. Electrodos de carbón poroso, dopado con platino. Están ya en fase de comercialización para cogeneración en edificios comerciales (200 KW).

– Carbonatos fundidos. Utilizan carbonatos de litio y potasio.

– Metanol directo. Utilizan como electrolito áci- do sulfúrico (ver esquema en el Gráfico IV.12).

– Membranas de polímero. Son de baja temperatura (<100 °C) y de vida útil larga.

¿Qué se entiende por cogeneración?

La cogeneración es una tecnología que permite la producción y aprovechamiento combinado de calor y electricidad. Es una forma de aprovechamiento energético con elevado rendimiento utilizada ya desde principios del siglo pasado. Es una solución atractiva cuando existen necesidades de energía térmica y electricidad de forma prácticamente continua.

Las instalaciones de cogeneración están diseñadas de forma que el vapor engendrado en la cal- dera, además de ser enviado a los turbogeneradores para producir electricidad, puede ser extraído en determinados puntos de la turbina –o del escape de la turbina– para suministrar calor a procesos industriales (en los países nórdicos de climas muy fríos se utiliza también el calor para los sistemas de calefacción urbana district heating).

Los sistemas de cogeneración hacen posible la obtención de rendimientos energéticos mayores que los que se conseguirían con producciones separadas de electricidad y calor, llegando en algunos casos al 80%, y tienen un menor impacto medioambiental que los procesos convencionales, debido al alto rendi- miento del proceso, y especialmente aquellas instalaciones de cogeneración que utilizan gas natural como combustible.

Existen diversos sistemas de cogeneración según el tipo de turbogeneradores y combustibles que se empleen y de su situación en el proceso productivo, lo cual depende a su vez de los objetivos energéticos que se pretende conseguir con cada instalación, de la estructura energética de la fábrica en la que se aplican, del horario laboral de ésta, de su nivel de demanda energética, de su disponibilidad de combustibles, etc. Así, hay sistemas de cogeneración basados en ciclo de turbina de gas, ciclo con motor diesel, ciclo con turbina de vapor, ciclo combinado, aprovechamiento de calor residual con turbina de vapor y otros.

La cogeneración con turbina de gas permite maximizar la producción de calor útil frente a la pro- ducción eléctrica, permitiendo suministrar la demanda térmica a alta temperatura. Por sus características se utilizan en el sector refino, químico y en la fabricación de pasta de papel, que tienen un funcionamiento continuo y elevadas necesidades energéticas en gamas de potencia de 5 a 50 MW, en las que se consigue el mejor rendimiento.

La cogeneración mediante motor alternativo de gas o gasóleo o fuelóleo es, en general, atractiva cuan- do la demanda térmica es baja frente a la demanda eléctrica. Proporciona vapor y agua caliente a 85-95 °C. Presenta la ventaja frente a las turbinas de que el rendimiento apenas disminuye con el tamaño. Se utilizan habitualmente en sectores con ciclo de funcionamiento diario o semanal, en el sector terciario y servicios, en la industria de la alimentación y en la textil.

La cogeneración con ciclo combinado de gas y vapor permite optimizar el rendimiento de la turbina de gas con la instalación de una turbina de vapor de contrapresión aprovechando la temperatura de los gases de salida de la turbina de gas para producir vapor sobrecalentado a alta presión. De esta forma se consigue mejorar la generación eléctrica por unidad de calor útil.

Otras posibilidades que presenta la cogeneración son la utilización de los gases calientes de escape de la turbina de gas o motor alternativo para el secado o para producción de frío en máquinas de absorción.

¿Cuándo se empezó a utilizar la energía hidroeléctrica?

La construcción de las primeras centrales de energía hidráulica para producción de electricidad se encuentra prácticamente ligada en el tiempo al propio nacimiento de la industria eléctrica.

En el año 1882 –apenas tres años después de que Thomas Edison descubriera la primera lámpara eléctrica de carácter práctico para alumbrado– se puso en marcha en Appleton (Wisconsin, Estados Unidos) la primera central hidroeléctrica del mundo para servicio comercial. Esta central, que sólo era capaz de alimentar 250 lámparas de incandescencia, supuso el primer paso tecnológico para poder utilizar el agua como fuente de energía eléctrica.

Las primeras centrales hidroeléctricas españolas fueron construidas a finales del siglo XIX. Buena parte de la fase inicial del desarrollo eléctrico español estuvo ligada a la expansión de este tipo de instalaciones, como lo prueba el hecho de que en 1901 el 40% de las centrales eléctricas existentes en el país fuera de tipo hidroeléctrico.

No obstante, el desarrollo hidroeléctrico tropezaba en el siglo XIX con una importante dificultad. Dado que la electricidad era generada en forma de corriente continua, no era posible su transporte a larga distancia. En consecuencia, el emplazamiento de las centrales hidroeléctricas construidas en este tiempo estuvo fuertemente condicionado por la coincidencia en un mismo lugar de un salto de agua y de un centro de consumo. En otras palabras, sólo podían ser aprovechados aquellos recursos hidroeléctricos que se encontraban próximos a centros de consumo, por lo que en algunas ocasiones el emplazamiento de los recursos hidráulicos determinó la localización de algunas industrias.

¿Qué son las minicentrales hidroeléctricas?

Se denomina minicentrales hidroeléctricas a las centrales hidroeléctricas de pequeña potencia, menores de 10 MW, y se tratan aparte porque tienen un ordenamiento administrativo y económico llamado de Régimen Especial, distinto al de las centrales hidroeléctricas clásicas de mayor potencia.

En los primeros años de desarrollo del sector eléctrico español, estas centrales conocieron un gran auge y fueron incluso la base de buena parte de la electrificación de los núcleos rurales. Con el tiempo, sin embargo, la tendencia del desarrollo hidroeléctrico se centró en las instalaciones de gran potencia y un gran número de minicentrales fueron abandonadas por su escasa rentabilidad.

Sin embargo, dos criterios básicos de política energética, seguida tanto por los países de la UE (entre ellos España) como por una gran parte del resto de los países desarrollados, han generado un renovado interés por este tipo de instalaciones. Por un lado, el objetivo de disminuir la dependencia energética –reduciendo, en especial, el uso de combustibles importados para la producción de electricidad– aconseja la mayor utilización posible de los recursos energéticos nacionales, entre los cuales se encuentran estas centrales de muy pequeña potencia. Por otro, los objetivos de preservación del medio ambiente y de eficiencia energética impulsan la utilización de las llamadas nuevas fuentes energéticas renovables, entre las cuales –y junto a la solar, la eólica o la biomasa, fundamentalmente–, se ha acordado incluir, a nivel internacional, la energía hidráulica, aprovechable en base a mini-centrales.

Como fruto de este nuevo interés por las mini-centrales hidroeléctricas, numerosos países de la UE han potenciado la recuperación, modernización y automatización de centrales antiguas y la construcción de nuevas instalaciones. Además, se ha modernizado y desarrollado la tecnología necesaria para realizar este importante incremento en su utilización.

¿Qué es una central de bombeo?

Una central hidroeléctrica de bombeo, o reversible, es un tipo especial de central hidroeléctrica que posee dos embalses. El agua contenida en el embalse situado en la cota más baja –embalse inferior– puede ser elevada, durante las horas valle, mediante bombas al depósito situado en la cota más alta –embalse superior–, con el fin de reutilizarla posteriormente para la producción de energía eléctrica.

Este tipo de centrales produce energía eléctrica durante las horas puntas del consumo –las de mayor demanda de electricidad– mediante la acción que ejerce un salto de agua sobre los álabes de una turbina asociada a un alternador, es decir, funcionando como una central hidroeléctrica convencional. Después, durante las horas valle –las de menor demanda–, se bombea el agua que ha quedado almacenada en el embalse inferior al embalse superior, bien mediante una bomba o bien mediante la turbina, si ésta es reversible, de manera que el agua pueda volver a ser utilizada en un nuevo ciclo.

Para elevar el agua desde el embalse inferior hasta el depósito superior, la central dispone de grupos moto-bombas o, en otros casos, sus turbinas son reversibles, de modo que pueden actuar ellas mismas como bombas, funcionando los alternadores como motores.

Las centrales de bombeo contribuyen a la optimización económica en la explotación de un sistema eléctrico. A pesar de que en un ciclo bombeo-turbinación se producen unas pérdidas energéticas de cierta importancia, del orden del 30%, en términos económicos, esas pérdidas suelen ser menores que la relación de costes de generación entre las horas punta y valle. Además, al utilizar la potencia de estas instalaciones en horas punta se reducen las necesidades de incorporar equipos adicionales de generación en el sistema, al tiempo que se proporciona una mayor garantía. Son, en definitiva, una forma económica de almacenar energía en forma de agua embalsada en el depósito superior.

Existen dos tipos de centrales de bombeo: el primero de ellos, denominado «centrales de bombeo puro», comprende a aquellas centrales que no pueden ser utilizadas como centrales hidroeléctricas convencionales sin haber bombeado previamente al depósito superior el agua acumulada en el embalse inferior. El segundo tipo agrupa a las centrales que pueden ser utilizadas como centrales hidroeléctricas convencionales sin necesidad de un bombeo previo del agua almacenada en el embalse inferior. Estas centrales reciben el nombre de «centrales mixtas con bombeo».

¿A qué se le llama red eléctrica?

Al conjunto de líneas y centros de interconexión eléctrica que mantienen conectados entre sí a los centros de producción y de consumo de electricidad de nuestro sistema eléctrico.

Asimismo, se consideran elementos constitutivos de la red de transporte todos aquellos activos de comunicaciones, protecciones, control, servicios auxiliares, terrenos, edificaciones y demás elementos auxiliares, eléctricos o no, para el adecuado funcionamiento de las instalaciones específicas de la red de transporte.

La red de transporte de alta tensión es propiedad de Red Eléctrica de España (REE). Fue creada en enero de 1985 y en el mismo acto de su constitución se estableció que fuera propietaria de las líneas a alta tensión y de los principales centros de interconexión necesarios para conseguir una gestión optimizada del sistema eléctrico nacional.

¿Cuándo comenzó el transporte de electricidad a larga distancia en España?

En 1901, España realizó en Zaragoza, entre el Molino de San Carlos y la capital aragonesa, la segunda experiencia mundial de transporte de energía eléctrica a una distancia notable para aquella época. El tendido cubría una longitud de tres kilómetros. Ocho años más tarde, en 1909, el país contaba con la línea de mayor tensión y longitud de Europa: recorría, a 60.000 voltios, los 250 kilómetros que separaban la central de Molinar, en el río Júcar, de Madrid.

¿Cuándo se empezó a producir en España energía eléctrica para suministrar a los consumidores?

En el año 1875, los señores Xifré y Dalmau montaron en Barcelona, en el número diez de la plaza de Canaletas, una instalación que puede ser considerada como la primera central eléctrica española para suministro a los consumidores.

La producción eléctrica de dicha central fue destinada al alumbrado de varios establecimientos y talleres. Entre ellos cabe citar a la Maquinista Terrestre y Marítima, que puede ser, a su vez, considerada como el primer consumidor de España que suscribió un contrato de suministro de energía eléctrica.

La utilización de la electricidad para el alumbrado público comenzó en España en 1881, cuando entró en servicio la primera central eléctrica madrileña, que se empleó inicialmente, entre otras cosas, para iluminar la Puerta del Sol y los Jardines de El Retiro.

Dos años más tarde, comenzó a funcionar en Bilbao una planta cuya producción se destinó a la iluminación del puerto del Abra. En 1886, Gerona se convirtió en la segunda ciudad de Europa totalmente iluminada. Y en 1890, se inauguró el alumbrado público urbano de Bilbao.