Estrategias para el ahorro de agua en las centrales termosolares. Proyecto WASCOP


[Autor: Rocío Bayón, CIEMAT]

La energía termosolar es una de las energías renovables más prometedoras y sostenibles que de cara al futuro se posiciona como una de las de mayor contribución al mix de generación eléctrica. A diferencia de las centrales fotovoltaicas, hidráulicas y eólicas, las plantas termosolares utilizan un ciclo termodinámico para producir energía eléctrica al igual que lo hacen las centrales basadas en combustibles no renovables (gas, carbón, energía nuclear). La gran diferencia es que en las centrales termosolares el recurso energético es la radiación solar lo cual evita cualquier tipo de residuo, ya sea nuclear o en forma de CO2. Debido a que todo ciclo termodinámico requiere de un foco frío para su funcionamiento, las centrales termosolares necesitan un sistema de refrigeración del bloque de potencia que por lo general utiliza agua. Sin embargo en muchas ocasiones, los emplazamientos donde el recurso solar es máximo y por tanto más convenientes para la construcción de este tipo de centrales, son también aquellos donde suele haber gran escasez de agua. En este contexto se crea el proyecto WASCOP (WAter Savingfor solar COncentrated Power) donde instituciones europeas y marroquíes, universidades, grandes industrias y PYMES aúnan esfuerzos para desarrollar soluciones revolucionarias para la gestión del agua en las centrales termosolares, tanto para la refrigeración del bloque de potencia como para la limpieza de las superficies ópticas del campo solar. El proyecto WASCOP intenta dar soluciones que se adapten a las condiciones específicas de cada central termosolar. Soluciones abordadas desde un punto de vista holístico de forma que proporcionen una combinación efectiva de tecnologías que permitan alcanzar no sólo una reducción significativa del consumo (hasta un 70%-90%) sino también una mejora importante en la gestión del agua dentro las centrales termosolares.

El CIEMAT-PSA es una de las instituciones que participa dentro de este proyecto en varios de sus paquetes de trabajo. En concreto el Grupo de Almacenamiento de la Unidad de Sistemas Solares de Concentración participa en el WP2 (Innovative cooling strategies and means) cuyos objetivos principales son la optimización de las estrategias de refrigeración para la eliminación del calor del bloque de potencia, bien desplazando dicha eliminación a horas nocturnas aprovechando que la temperatura ambiente es más baja, o bien desarrollando sistemas de refrigeración híbridos (secos/húmedos).

La contribución del Grupo de Almacenamiento a este paquete de trabajo está relacionada con la utilización de un sistema de almacenamiento térmico para posponer la eliminación de todo o parte del calor residual producido por el bloque de potencia durante el día para que tenga lugar durante la noche cuando la temperatura ambiente es más baja. Entre los distintos tipos de sistema de almacenamiento que serán explorados por parte de varios socios, el CIEMAT analizará el uso de un sistema de almacenamiento térmico basado en calor latente cuyo esquema de integración podría ser el que se representa en la Figura 1. En este sentido sus actividades se centrarán en el diseño de un sistema de refrigeración seca basado en calor latente y su integración en el bloque de potencia. Así mismo se propondrán y estudiarán distintos medios de almacenamiento en calor latente para identificar cuáles son los más adecuados teniendo en cuenta la temperatura del calor procedente del bloque de potencia y la temperatura ambiente nocturna, la cual depende en gran medida de la ubicación geográfica de la central.

Figura 1. Esquemas de un sistema de refrigeración seca con un almacenamiento térmico en calor latente (PCM storage) los cuales muestran su funcionamiento durante el día (izquierda) y la noche (derecha).

Para más información sobre el proyecto WASCOP: http://wascop.eu/

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Hacia una planificación energética acorde a la meta de sostenibilidad


[Autores: Diego Iribarren y Diego García-Instituto IMDEA Energía]

El sistema energético actual dista significativamente del objetivo global de sostenibilidad. Por ello, cada vez cobra más importancia la elaboración de políticas, hojas de ruta y planes energéticos que enderecen esta situación a las distintas escalas geográficas. Sin embargo, una de las pegas que a menudo acompaña a estos instrumentos es la carencia de una base científica robusta que cimente la toma de decisiones. En este sentido, las herramientas de planificación energética disponibles deben adaptarse a las necesidades marcadas por la meta de la sostenibilidad, lo que supone la consideración no solamente de aspectos tecnoeconómicos sino también de aspectos sociales y ambientales.

En este contexto, entre las líneas de investigación actuales en el campo del análisis de sistemas, destaca la integración metodológica de herramientas de gestión ambiental (en concreto, Análisis del Ciclo de Vida, ACV) y modelización energética (ESM por sus siglas en inglés, Energy Systems Modelling). La integración de indicadores de ciclo de vida en modelos energéticos constituye un importante paso adelante tanto para la comunidad de ACV, gracias a los avances asociados en materia de análisis prospectivo, como para los modelizadores energéticos, gracias a la posibilidad de sustituir las estrategias tecnoeconómicas convencionales por estrategias multicriterio orientadas hacia la sostenibilidad.

La figura incluida representa el proceso de integración endógena de indicadores de ciclo de vida en modelos energéticos. A nivel nacional, este proceso se ha aplicado ya al sector eléctrico, con énfasis en la producción de electricidad en España (García-Gusano et al., 2016).   Esto ha permitido, para el marco temporal 2010-2050, el análisis no solamente de la evolución del mix de producción de electricidad en España sino también de la evolución de indicadores de ciclo de vida tales como la salud humana, el cambio climático, recursos o la calidad del ecosistema. Actualmente, se pretende la aplicación de este enfoque metodológico al sector del transporte por carretera, con iniciativas a nivel tanto nacional (proyecto de investigación PICASO, ENE2015-74607-JIN AEI/FEDER/UE) como regional (programa de investigación ResToEne-2, S2013/MAE-2882) con el objetivo de planificar una implementación sensata de combustibles alternativos, y de las tecnologías asociadas, teniendo en cuenta aspectos multidimensionales.

Sin lugar a dudas, las estrategias combinadas de ACV y ESM contribuirán significativamente a allanar el camino hacia políticas y hojas de ruta energéticas realmente acordes a la meta de sostenibilidad.

 

Referencias

García-Gusano D, Martín-Gamboa M, Iribarren D, Dufour J. Prospective analysis of life-cycle indicators through endogenous integration into a national power generation model. Resources 2016, 5, 39. http://www.mdpi.com/2079-9276/5/4/39.

 

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Reactor de lecho fluidizado solarizados


[Autor: Lucía Arribas-Instituto IMDEA Energía]

Existen múltiples tipos de reactores, también en aplicaciones de termoquímica solar como, por ejemplo, reactores de lecho fijo, fluidizado, arrastrado o reactores rotativos, entre otros.

Un lecho fluidizado se basa en el paso de un fluido (líquido o gas) a través de un sólido provocando su movimiento, pero sin llegar a arrastrarlo. Es decir, se alcanza el régimen de fluidización cuando el sólido se mueve como si fuese un fluido y se mantiene en el lecho. Esto se consigue gracias a que la fuerza de empuje que ejerce el fluido sobre cada una de las partículas, vence el peso de las mismas. Por lo tanto, las propiedades del fluido y del sólido, además de la geometría del reactor, van a determinar las condiciones de fluidización. Para un determinado sistema fluido-solido en un reactor, según se aumenta la velocidad del fluido, la pérdida de carga del lecho también aumenta, pero cuando se alcanza la fluidización (punto de mínima fluidización) la pérdida de carga del lecho se mantiene constante con el aumento de la velocidad del fluido, y las partículas sólidas se encuentran en régimen fluidizado, adquiriendo propiedades propias de un fluido. Esto sucede hasta que la velocidad es tan alta que el fluido arrastra al sólido, produciendo un transporte neumático. En este momento la pérdida de carga del lecho comienza a disminuir al aumentar el caudal (figura 1). Cuando el fluido es un gas, en la mayoría de los casos la fluidización es burbujeante, es decir, el sólido se mueve como el agua en ebullición.

Figura 1. Sistemas fluido-sólido para distintas velocidades del gas (izquierda), y pérdida de carga frente a velocidad del gas (derecha)

Las principales ventajas que ofrece el uso de un lecho fluidizado radican en el buen contacto sólido-fluido, favoreciendo la transferencia de masa y calor entre ambos. Por ejemplo, en el caso de la combustión el uso de un lecho fluidizado produce mayor eficiencia de combustión y mayor ratio de transferencia de calor, menor temperatura de combustión y menores emisiones de NOx, que el uso de un lecho fijo.

Existen numerosas aplicaciones industriales en las que se usan reactores de lecho fluidizado, como el cracking catalítico fluido (FCC), combustión, pirolisis y gasificación, y producción y procesado de químicos, como la captura de CO2.

Considerando sus ventajas y múltiples aplicaciones en las que se encuentran desarrollados, no está de más pensar en que podrían emplearse en aplicaciones con energía solar concentrada. Ya existen estudios con reactores fluidizados, directa o indirectamente irradiados, en aplicaciones termosolares como la captura de CO2, el almacenamiento termoquímico o la producción de combustibles solares a través de ciclos termoquímicos.

En esta línea, el Instituto IMDEA Energía está trabajando en el estudio y desarrollo de un lecho fluidizado indirectamente irradiado dentro del marco del proyecto nacional ARROPAR-CEX siglas de Análisis multidisciplinar en torno a conceptos de Receptores/ReactOres de PARtículas de calentamiento indirecto para aplicaciones solares en Condiciones Extremas. Los ensayos preliminares se han realizado en un reactor prestado por el CIEMAT que trabaja en condiciones de irradiación directa (figura 2).

Figura 2. Reactor fluidizado directamente irradiado durante un ensayo en un simulador solar de alto flujo de 7 kW

A partir de los resultados obtenidos y los estudios de fluidización en frío en un tubo de PVC, se va a diseñar un reactor/receptor de partículas de 10 kW térmicos que sea capaz de trabajar en régimen de lecho fijo, fluidizado o arrastrado, a temperaturas superiores a 1300 ºC, utilizando la radiación concentrada del simulador solar de alto flujo Kiran-42 instalado en IMDEA Energía como única fuente energética. Con este dispositivo, se llevarán a cabo ensayos de almacenamiento termoquímico y producción de hidrógeno a partir de ciclos termoquímicos con óxidos metálicos como la ceria o el óxido de manganeso.

Más información:

  1. Sobre el proyecto ARROPAR-CEX: http://www.energia.imdea.org/investigacion/proyectos/arropar-cex

  2. Yang, W.-C. Handbook of fluidization and fluid-particles systems; Siemens Westinghouse Power Corporation: Pittsburgh, Pennsylvania, U.S.A, 2003.

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La Comisión Europea prevé que los biocarburantes sigan siendo en 2030 la principal energía alternativa en el transporte


La Comisión Europea en su nueva “Estrategia Europea de bajas emisiones para el transporte” pretende implantar energías alternativas de bajas emisiones para el transporte en la que se incluyen los biocombustibles avanzados.

Autor: [Alberto Gonzalez -Unidad de Biocarburantes- Dpto. de Energía- CIEMAT]

La Comisión Europea ha  diseñado una estrategia para la movilidad de bajas emisiones ya que el transporte en la UE todavía depende del petróleo en cerca del 94 % de sus necesidades energéticas, lo que representa una cantidad mucho mayor que en cualquier otro sector y hace que el transporte sea muy dependiente de las importaciones. Si bien la transición hacia las energías alternativas de bajas emisiones en el transporte ya se ha iniciado, será necesario incrementar su ritmo en la próxima década. Es una oportunidad para que Europa desarrolle su liderazgo en las actividades de investigación en nuevos productos, como los biocombustibles avanzados que a medio plazo serán especialmente importantes para la aviación, así como para los camiones y los autocares.

Los biocarburantes no sólo seguirán siendo en 2030 la principal energía alternativa utilizada en el transporte de la Unión Europea (UE), sino que su cuota de mercado crecerá significativamente durante los años siguientes hasta cubrir a mediados de siglo el 37% de la demanda energética final en el transporte, superando claramente a la aportación de la electricidad (16%). Para cumplir los objetivos de energías renovables y descarbonización previstos para 2030, el consumo anual de biocarburantes deberá incrementarse al menos un 50% con respecto al actual.

Para conseguir los objetivos globales de energías renovables (27%) y ahorro de emisiones de gases de efecto invernadero (-40%) previstos en la UE para 2030, resultará fundamental la contribución de los biocarburantes convencionales –los producidos a partir de materias primas cultivadas en tierra–, así como una aportación creciente de biocarburantes avanzados –los fabricados a partir de desechos y materiales lignocelulósicos–. Será imprescindible para ello tanto el mantenimiento de las actuales obligaciones de biocarburantes como el establecimiento de una obligación específica de biocarburantes avanzados, que sea ambiciosa y técnicamente factible.

Fuente: http://www.appa.es

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AEE pide al gobierno retribuciones justas y coherentes con la realidad


Fuente: www.energias-renovables.com (Lunes, 21 de noviembre de 2016)

La llegada del nuevo Ejecutivo coincide con el fin del primer semiperiodo regulatorio de la Reforma Energética, que obliga a la revisión de parámetros antes de fin de año. Ante ello, la patronal eólia AEE pide al Gobierno que fije una senda de precios justa y coherente con la realidad a la hora de revisar los incentivos. Si no lo hace así y se mantienen los errores del primer semiperiodo, el sector cobrará un 56% anual menos durante los próximos tres años.

Tal y como prevé la Reforma Energética, corresponde al nuevo Ministerio revisar antes de fin de año algunos de los parámetros económicos con los que se fija la retribución de las renovables ya instaladas para los próximos años, como es la senda de precios de mercado. La Asociación Empresarial Eólica (AEE) advierte de que existe un riesgo importante: si las previsiones de precios del mercado a futuro que fije el Ministerio (parámetro fundamental para establecer la retribución) se alejan de la realidad y se mantienen en línea con las del semiperiodo anterior, la remuneración anual del sector puede ser un 56% inferior a la que le corresponde, con lo que las empresas no llegarían a la “rentabilidad razonable” que les promete la ley.

Esto se sumaría a los impactos anteriores. De acuerdo con la AEE, en el semiperiodo que acaba, las empresas han dejado de ingresar 630 millones de euros por la diferencia entre las previsiones de precios y la realidad, con lo que sus ingresos se han quedado incluso por debajo de esta rentabilidad razonable prevista por el regulador en la Reforma. De hecho, en los últimos tres años las empresas han cobrado una media de 6,37 euros/MWh menos por la desviación a la baja de la senda de precios prevista en la ley. De ahí que AEE solicite que los pronósticos se ajusten a la realidad y no sean una decisión política.

De los 630 millones que se han dejado de ingresar en el primer semiperiodo, sólo se compensará al sector con el 36% (con lo que pierde el 64% de lo que le corresponde), debido a que el sistema incluye unos límites diseñados de tal modo que resulta improbable que la compensación sea por el total.

Corregir los errores

Según los cálculos de AEE, si se toma como referencia un precio de 52 euros/MWh a partir de 2020 –como se hizo erróneamente para el semiperiodo anterior– en vez de los 41 que sería razonable tomando los precios de los contratos de futuros para esos años, la eólica dejaría de ingresar en los próximos tres años otros 600 millones de euros. Esta cantidad equivale al 16% de lo percibido por el sector en el primer semiperiodo en concepto de retribución. Cabe recordar que la retribución de 2016 fue ya un 41% inferior a la de 2013, el año anterior a la Reforma Energética.

AEE considera que el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital debería introducir las modificaciones necesarias en la regulación para que las empresas lleguen a la rentabilidad razonable, a la vez que se suprimen elementos que generan incertidumbre y falta de confianza en los inversores. Además de eliminar los límites a las compensaciones, sería necesario evitar también que se pueda cambiar cada seis años la “rentabilidad razonable” de los proyectos.

La Asociación añade que cuando se hayan resuelto estas cuestiones, que, de a acuerdo con el sector suponen un freno a la Transición Energética de España y a nuestros compromisos internacionales –como los objetivos europeos a 2020 y 2030 y el cumplimiento del Acuerdo de París–, será el momento de hablar del crecimiento futuro y, por tanto, de las subastas.

AEE da la enhorabuena tanto al nuevo ministro como al secretario de Estado de Energía y confía en que en esta legislatura se restablezca el diálogo con un sector que, recuerda, exporta tecnología por valor de unos 3.000 millones de euros anuales, da empleo a 22.500 personas y rebaja el precio de la electricidad. En lo que va de 2016, la eólica le ha ahorrado al consumidor medio 46,54 euros respecto a 2015, según cálculos de la asociación.

Los antecedentes

La Ley del Sector Eléctrico establece que el regulador debe utilizar los futuros de OMIP para calcular la previsión de precios para los próximos tres años (2017, 2018 y 2019). A partir del tercer año, no hay referencias obligatorias, pero para 2020 sí existe la referencia de los futuros de OMIP, la mejor estimación posible a día de hoy. AEE considera que lo razonable sería que, para estimar los precios de 2020 en adelante, el regulador se basase en las cotizaciones del mercado de futuros y atendiese a los pronósticos que indican que seguirán una senda bajista. Ahora bien, si apuesta por precios más altos, el incentivo será más bajo.

El sistema establece que las instalaciones renovables anteriores a la ley tienen derecho a una rentabilidad “razonable” para ser competitivas en el mercado del 7,39% antes de impuestos durante los primeros seis años. Para garantizar que así sea, se retribuye a los parques con un incentivo o retribución a la inversión (Rinv) que se calcula en función de una serie de parámetros, incluida una previsión de los precios del mercado eléctrico para los siguientes años.

Pasado este tiempo, se revisa si ha habido desviaciones de precios sobre las previsiones en el semiperiodo y, si es necesario, se compensa a las empresas hasta que alcancen la rentabilidad razonable a lo largo de toda la vida útil regulatoria del parque (20 años). El problema es que los límites mencionados impiden que la compensación sea por el total.

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Evolución del mercado de la energía solar térmica en 2015: aún se está lejos del objetivo 2020


La federación europea de la industria solar térmica ha presentado el resumen del mercado europeo correspondiente al año 2015. La evolución de las nuevas instalaciones solares térmicas en Europa durante el año 2015 presentó un descenso medio del 6.6%  respecto del año anterior mientras que la capacidad total instalada aumentó sólo un 4.4% respecto a 2014.

Autor: [R. M. Navarro-  Grupo de Energía y Química Sostenibles- Instituto de Catálisis y Petroleoquímica]

La federación europea de la industria solar térmica acaba de presentar el sumario del informe estadístico de actividades del sector de energía solar térmica correspondiente al año 2015 (“Solar Thermal Markets in Europe – Trends and Market Statistics 2015”, el informe completo estará disponible el 1 de diciembre de 2016). El año 2015 continuó la tendencia descendente observada desde 2008 en la instalación de nuevas unidades solares térmicas en Europa. En 2015 se instaló en Europa una capacidad nueva de 1.9 GWth (2.7 millones de m2) que significó un descenso medio del 6.6% respecto de las unidades solares térmicas instaladas en 2014. El descenso medio de la capacidad anual instalada ha sido de un 7.9% desde 2009. Con la nueva capacidad instalada en 2015, la capacidad total en Europa se elevó hasta  33.3 GWth (47.5 millones de m2) lo que representa un aumento del 4.4% respecto de la capacidad total existente en 2014.

El principal mercado europeo sigue siendo Alemania, con un 30% del mercado, con una  nueva capacidad instalada en 2015 de 564.2 MWth lo que significó un descenso del 10.4% respecto de la capacidad instalada en 2014. La gran mayoría de países europeos sufrió descensos en la instalación de nuevas unidades solares, encabezando Francia el mayor descenso  (-32.6%). España instaló en 2015 166 MWth que suponen un descenso del 5.6% sobre la capacidad instalada en 2014. Los únicos países que mostraron crecimientos anuales de instalación significativos fueron Dinamarca y Polonia. A destacar el caso de Dinamarca que presentó el mayor crecimiento interanual en la capacidad instalada con un aumento del 47.6% y 185 MWth nuevos instalados. 

El descenso en la capacidad anual instalada en Europa observado desde el 2009 pone en riesgo el alcanzar los objetivos propuestos para la energía solar en 2020 de acuerdo a los Planes de Acción Nacionales de Energías Renovables De media la capacidad instalada de energía solar térmica se encuentra entre  41.8 y 45.6% por debajo de los objetivos a alcanzar en 2020. Son particularmente destacables los casos de Italia, España y Francia cuya capacidad instalada está por debajo del 25% respecto del objetivo a alcanzar en 2020.

 Con cuatro años para alcanzar los objetivos 2020, la energía solar térmica aún tiene recorrido para alcanzar el despliegue que su potencial ofrece para su explotación.

Mas información: www.estif.org

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Tipos de membranas alcalinas usadas en celdas de combustible


[Autores: D. Herranz, P. Ocón-Universidad Autónoma de Madrid]

En el panorama actual de búsqueda de alternativas para el modelo de producción, transformación y consumo de energía las pilas de combustible son una tecnología prometedora para aplicaciones tanto de transporte como estacionarias. Las ventajas principales de esta tecnología son la posibilidad de alcanzar eficiencias más altas que los convencionales motores de combustión (los cuales están limitados por el ciclo de Carnot) y el hecho de ser una tecnología menos contaminante y por tanto más sostenible12.

Dentro de las pilas de combustible, las que se utilizan en el rango de baja temperatura (entre temperatura ambiente y 100ºC aproximadamente) se dividen en dos tipos, dependiendo de la carga de los iones que conduzcan a través de la membrana3: pilas de combustible con membranas de intercambio protónico (PEMFCs por sus siglas en inglés de proton Exchange membrane fuel cells) y pilas de combustible con membranas de intercambio alcalinas (AEMFCs por sus siglas en inglés de alkaline exchange membrane fuel cells). Las pilas de combustible alcalinas presentan ventajas importantes como unas mejores cinéticas de reacción para la reducción del oxígeno y el uso de catalizadores basados en metales no nobles con la reducción de costes que esto conlleva; a pesar de ello tienen en contra que a día de hoy aun no tienen una potencia comparable a las PEMFCs principalmente por tener menor conductividad iónica a través de la membrana. Para superar esta barrera en la actualidad se está estudiando como sintetizar membranas con mejores conductividades, manteniendo una buena estabilidad en medio alcalino y adecuadas propiedades mecánicas para poder soportar las condiciones de uso en la celda de combustible. Otras funciones que deben cumplir las membranas, además de la rápida conducción de los iones, son ser aislantes eléctricamente para separar de forma efectiva el cátodo del ánodo, presentar en menor cruce de flujos posible de combustible y corriente oxidante y ser lo más fina posible (aproximadamente entre 50 y 80μ). En la actualidad hay muchos tipos de membranas alcalinas distintos, la mayoría de los cuales son descritos a continuación atendiendo especialmente a su estructura final. La mayoría de las membranas alcalinas pueden ser clasificadas dentro de los tres siguientes grupos4: membranas heterogéneas, redes de polímeros entrecruzados y membranas homogéneas.

Las membranas heterogéneas se definen por estar compuestas por un material de intercambio de aniones embebido en un compuesto inerte. Según el tipo de compuesto inerte se dividen a su vez en polímeros solvatando iones (ISP por las siglas en inglés de ion-solvating polymers) si es una sal y membranas híbridas (hybrid membranes) si se trata de un segmento inorgánico. En las membranas con polímeros solvatando iones se crean enlaces donador-aceptor entre átomos electronegativos de la cadena y los cationes de la sal, esta interacción permite que los aniones puedan moverse a través de la membrana pasando de un catión a otro. En las membranas híbridas generalmente la parte orgánica proporciona las propiedades electroquímicas y la parte inorgánica (silano o siloxano) las mecánicas. La mayoría de las veces las membranas híbridas son sintetizadas por proceso sol-gel, pero hay otras rutas posibles como intercalación, mezcla, polimerización in situ y auto-ensamblado molecular.

En las redes de polímeros entrecruzados (IPN por sus siglas de inglés de interpenetrated polymer network) se da la combinación de dos polímeros de forma que conforman una estructura de red cuando al menos uno de los dos es sintetizado o entrecruzado consigo mismo en presencia del otro, de forma que no hay ningún enlace covalente entre ambos polímeros. La ventaja de esta estructura frente a otras en la que hay mezclas de polímeros es que normalmente en presencia de solvente se hincha, pero no se disuelve y se previene el deslizamiento y flujo de los polímeros implicados. Aunque este tipo de membranas suelen tener mejores conductividades que las heterogéneas, en general son insuficientes para su aplicación en pila de combustible.

A diferencia de las anteriores, las membranas homogéneas consisten exclusivamente en el material de intercambio aniónico, que forma un sistema de una sola fase. En estas membranas las cargas catiónicas están covalentemente unidas al esqueleto polimérico mientras que los contra iones móviles preservan la electroneutralidad del polímero en su conjunto. La estabilidad por tanto en medio alcalino ha de ser considerada tanto para el esqueleto polimérico como para las cargas fijas. De acuerdo al modo de producción y los materiales de inicio las membranas homogéneas pueden ser divididas en tres tipos: el primero son las preparadas por polimerización o policondensación de monómeros, en las cuales el monómero tiene o puede tener un grupo de intercambio aniónico y puede ser copolimerizado con otros monómeros funcionalizados (o no funcionalizados) para crear la membrana; el segundo son las membranas formadas por introducción de partes catiónicas por modificación química de un polímero, los polímeros más comunes en los cuales se introducen grupos catiónicos son el estireno, poliéteres alifáticos, polipropileno, polivinilalcohol, Chitosan, polietilen-glicol, líquidos iónicos, polímeros de éteres aromáticos y otros;  el tercer tipo son las membranas sintetizadas por introducción  de grupos catiónicos en una película/membrana ya formada, pudiendo meter directamente el monómero con el grupo catiónico o un monómero que pueda después ser modificado. Para introducir el monómero en el polímero se pueden usar distintos métodos como radiación con haz de electrones, luz UV o plasma. En comparación con los sistemas descritos anteriormente, las membranas homogéneas suelen ofrecer los mejores resultados en pila de combustible, en parte gracias a la homogeneidad en la distribución de los grupos catiónicos fijos en toda la membrana.

Bibliografía

1.        Varcoe, J. R. et al. Anion-exchange membranes in electrochemical energy systems. Energy Environ. Sci.7, 3135–3191 (2014).

2.        Xuebao, H. & Hong-ying, H. O. U. Recent Research Progress in Alkaline Polymer Electrolyte Membranes for Alkaline Solid Fuel Cells. 30, 1393–1407 (2014).

3.        Steele, B. C. & Heinzel, A. Materials for fuel-cell technologies. Nature414, 345–352 (2001).

4.        Merle, G., Wessling, M. & Nijmeijer, K. Anion exchange membranes for alkaline fuel cells: A review. J. Memb. Sci.377, 1–35 (2011).

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Primeros avances en el diseño de receptores solares de torre con fluidos supercríticos


[Autora: María Isabel Roldán Serrano. CIEMAT-Plataforma Solar de Almería]

            En las tecnologías de concentración solar térmica, la selección apropiada del fluido de transferencia de calor permite incrementar tanto la eficiencia del receptor como la eficiencia global de la instalación. El empleo de fluidos innovadores en el receptor solar puede aumentar su coste debido a que debe soportar condiciones de trabajo más exigentes; sin embargo, la mejora de la eficiencia tanto del receptor como del ciclo de potencia permite disminuir el coste de la electricidad producida.

            Para un receptor tubular de torre, la radiación solar concentrada es transferida desde las paredes del tubo hasta el fluido de transferencia de calor, el cual pasa a través de un intercambiador de calor para generar el vapor que alimenta un ciclo Rankine. Por tanto, cuanto mayor sea la temperatura alzanzada por el fluido de trabajo, mejor será la eficiencia tanto del receptor como del ciclo [1]. Por otro lado, los fluidos de transferencia de calor empleados en una planta termosolar comercial con tecnología de torre son principalmente sales fundidas y agua/vapor, cuyas propiedades limitan el rendimiento de la planta. Así, las sales fundidas presentan un límite de temperatura máximo de 600ºC, mientras que la generación directa de vapor implica un control complejo (flujo bifásico) y una capacidad limitada para el almacenamiento térmico [2].

            La búsqueda de fluidos innovadores que permitan alcanzar mayores temperaturas de trabajo ha llevado al desarrollo de nuevos diseños de receptores solares con CO2 supercrítico (s-CO2) basados en módulos tubulares capaces de soportar altas presiones internas del fluido supercrítico (alrededor de 20 MPa) y elevadas temperaturas (627 ºC) [3][4]. Estas condiciones de trabajo y la existencia de conexiones móviles en el circuito de la planta termosolar plantean retos técnicos cuando se emplea s-CO2 debido a la falta de compatibilidad de los materiales sellantes y a las posibles fugas del fluido. No obstante, dichos problemas pueden ser controlados mejor en la tecnología de torre, ya que el receptor solar es fijo [5].

Con el fin de integrar nuevos fluidos térmicos en plantas termosolares, el proyecto AlcConES, financiado por la Comunidad de Madrid, contempla como actividad el estudio de las condiciones de operación para el uso del s-CO2 en receptores solares de torre. En concreto, el Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT) está realizando un análisis de dichas condiciones de operación para un receptor tubular de torre que emplea este fluido supercrítico como medio de transferencia de calor. Para ello, se ha desarrollado un modelo de simulación, mediante la Fluidodinámica Computacional, aplicado a un diseño anterior creado para el uso de sales fundidas y validado con resultados experimentales obtenidos a partir de la puesta en marcha y ensayo del sistema. Dicho diseño consta de distintos grupos de tubos metálicos, dispuestos en tres paneles, por los que circula el fluido de trabajo [6] (Figura 1a).

A partir de la simulación de un único panel de tubos y considerando una condición de simetría (Figura 1b), se obtuvo la primera evaluación de las condiciones de operación para un caudal fijado y una temperatura de entrada de 442 ºC. Para mantener la condición supercrítica del fluido a la salida del primer panel (presión algo superior a la crítica), la presión a la entrada debería ser prácticamente de unos 10 MPa, alcanzándose los 630 ºC en el fluido. Este primer análisis permitió observar que la presión de operación necesaria para el s-CO2 es mucho mayor que la necesaria para las sales fundidas (alrededor de 0.6 MPa); sin embargo, dicha presión es alcanzable con equipos ya empleados experimentalmente en otras instalaciones termosolares [7]. Cuando se extiende el estudio a los tres paneles, la presión de entrada requerida para mantener la condición supercrítica del fluido es de unos 14 MPa.

 

Figura 1. Diseño inicial del receptor solar de torre para s-CO2: a) receptor tubular de tres paneles, b) dominio de simulación.

Por otro lado, la temperatura alcanzada en el primer panel (630ºC) ya supera la temperatura límite de trabajo para las sales fundidas (600ºC); lo que permitiría, tal y como se ha mencionado, un incremento en la eficiencia del ciclo de potencia. Por tanto, a partir de estos primeros resultados, el s-CO2 se plantea como una prometedora alternativa como fluido de transferencia de calor en receptores tubulares de torre; sin embargo, como futuro desarrollo es necesario adaptar el diseño del receptor a las condiciones específicas del fluido supercrítico, de forma que se pueda optimizar el sistema. Ésta es la dirección que está siguiendo el CIEMAT en el estudio del s-CO2 como fluido de trabajo en receptores solares de torre.

Fuentes:

  1. N. Boerema, G. Morrison, R. Taylor and G. Rosegarten, Sol. Energy 86, 2293-2305 (2012).
  2. Z. Ma and C.S. Turchi, Advanced Supercritical Carbon Dioxide Power Cycle Configurations for Use in Concentrating Solar Power Systems, Supercritical CO2 Power Cycle Symposium, NREL/CP-5500-50787 (2011).
  3. C.K. Ho and B.D. Iverson, Renew. Sust. Energ. Rev. 29, 835-846 (2014).
  4. S.M. Besarati, D.Y. Goswami and E.K. Stefanakos, J. Sol. Energ-T. ASME 137, 031018 1- 031018 8 (2015).
  5. K. Vignarooban, X. Xu, A. Arvay, K. Hsu and A.M. Kannan, Appl. Energ. 146, 383-396 (2015).
  6. M.I. Roldán and J. Fernández-Reche, CFD analysis of supercritical CO2 used as HTF in a solar tower receiver, SolarPACES Conference (2015).
  7. J. Muñoz-Anton, M. Biencinto, E. Zarza, L.E. Díez, Appl. Energ. 135, 373–381 (2014).

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Combustión inversa: Aviación sostenible con queroseno solar


[Autor: Salvador Luque-Investigador Titular, Instituto IMDEA Energía]

El ser humano necesita energía para vivir. Calentar la comida, cargar el teléfono, ver la televisión, navegar por internet, o viajar, serían imposibles sin energía. Afortunadamente la naturaleza ofrece su abundante energía en muy diversas formas y, a lo largo de la historia, el ser humano se ha vuelto extraordinariamente eficiente transformándolas para poder aprovecharla. Dos formas de energía son particularmente útiles: la mecánica, asociada al movimiento, y la eléctrica, por su gran versatilidad. Ambas suelen obtenerse en gran medida a partir de procesos de combustión, donde la elevada energía interna de un combustible (generalmente fósil), ha de liberarse en forma de calor como paso previo. La combustión origina como subproductos vapor de agua y dióxido de carbono (CO2), responsable principal éste último del calentamiento global mediante efecto invernadero.

El Instituto IMDEA Energía está inmerso en una ambiciosa línea de investigación donde se pretende hacer justo lo contrario: tomar CO2 y vapor de agua, aportar calor, y obtener combustible como resultado. La idea básica es materializar un proceso hipotético de combustión inversa. El CO2 y vapor de agua pueden obtenerse de la atmósfera, el aporte calorífico se realiza mediante energía solar concentrada, y el combustible de síntesis consiste en hidrocarburos líquidos. Enmarcado en el proyecto SUN-to-LIQUID del programa europeo Horizonte 2020, el objetivo fundamental del trabajo es la validación experimental a escala pre-comercial de toda la cadena de procesos termoquímicos utilizando energía solar real.

La tecnología se basa en la aplicación cíclica de reacciones redox (reducción-oxidación) en óxidos metálicos a temperaturas por encima de 1000 ºC. El reactor solar donde ocurren las reacciones químicas está especialmente diseñado para potenciar la transferencia de calor y acelerar las cinéticas de reacción. En una primera fase, la energía solar concentrada se emplea en convertir los compuestos de entrada (CO2 y vapor de agua) en gas de síntesis. El llamado gas de síntesis es esencialmente una mezcla de hidrógeno y monóxido de carbono (CO), que son los ladrillos fundamentales para la producción de combustibles sintéticos. Este gas se convierte en queroseno en una segunda etapa basada en la técnica Fischer-Tropsch, desarrollada mediado el s. XX y comercialmente disponible en la actualidad.

Al consumir CO2 atmosférico, la obtención de combustibles de síntesis mediante energía solar se sitúa entre los procesos bien de muy baja huella bien potencialmente neutros en emisiones de carbono. El gas de síntesis producido en la primera etapa del proceso puede también transformarse en metanol, gasolina, diésel o casi cualquier otro tipo de hidrocarburo líquido, e incluso plásticos. La tecnología que se desarrolle en el proyecto podrá pues emplearse para producir combustibles limpios y abundantes para aviación, automóviles y otros medios de transporte. Como beneficios adicionales, la producción sostenible de combustibles incrementará la seguridad del suministro de energía y convertirá uno de los principales gases de efecto invernadero en un recurso valioso.

El proyecto se ha enfocado inicialmente en la producción de queroseno, combustible para aviación, por el hecho de que el transporte aéreo necesita combustibles de muy alta densidad energética para operar de manera económicamente viable. Tanto los motores eléctricos como los hidrógeno (que son, por ejemplo, tecnologías ya empleadas en el transporte por carretera) conllevan el uso de componentes muy pesados para aviación. Es notorio que el célebre Solar Impulse 2 necesita una envergadura superior a la del Boeing 747 para transportar a una sola persona. Una vez que en aviación se seguirán necesitando hidrocarburos a medio y largo plazo, el queroseno sintético renovable es una de las mejores maneras de hacer que este medio de transporte sea más sostenible.

El Instituto IMDEA Energía está encargado en el proyecto SUN-to-LIQUID de la construcción de un campo solar ultra-modular y con gran concentración de la energía solar. Adyacente a las instalaciones del centro en el Parque Tecnológico de Móstoles, su desarrollo ya ha originado sustanciales avances tecnológicos en la construcción de heliostatos de pequeño tamaño. El resto de socios del proyecto está formado por BHL (Bauhaus Luftfahrt, Alemania), ETH (Escuela Politécnica Federal de Zúrich), DLR (Centro Aeroespacial Alemán), HyGear (Países Bajos), Arttic (Francia) y Abengoa Research (España).

Es justo notar que se estima que serán todavía necesarios avances en la eficiencia de la producción de combustible, una reducción de costes de construcción y operación, y posiblemente entre 10 y 15 años, para que la tecnología pueda entrar en servicio comercial a escala industrial. Pero el consorcio tiene la ambición de dar un paso crucial hacia la implantación comercial de combustibles sintéticos sostenibles obtenidos a partir de materias primas virtualmente inagotables. En cuanto a transformaciones de la energía para su mejor aprovechamiento, esta inversión de la combustión puede jugar un papel esencial en una sociedad global industrializada donde la sostenibilidad asume cada vez mayor importancia.

Más información:

1. Página web del proyecto de SUN-to-LIQUID: http://www.sun-to-liquid.eu/

2. Página web del proyecto en la Comisión Europea: http://cordis.europa.eu/project/rcn/199438_en.html

3. Sobre campos solares ultra-modulares:http://www.madrimasd.org/blogs/energiasalternativas/2016/05/09/133036

4. Sobre la instalación en Móstoles:http://www.lavanguardia.com/local/madrid/20160420/401244494701/mostoles-cede-una-parcela-a-imdea-energia-para-construir-instalacion-solar.html

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Investigadores de la Unidad de Procesos Biotecnológicos del Instituto IMDEA Energía participan en la XVIII Reunión de la Red Temática Lignocel


[Autora: Elia Tomás-Instituto IMDEA Energía]

 

Investigadores de la Unidad de Procesos Biotecnológicos del Instituto IMDEA Energía han participado en la XVIII Reunión de la Red Temática Lignocel que ha tenido lugar en Jaén del 6 al 7 de octubre de 2016. En esta edición, la reunión ha estado organizada por el Grupo de Investigación “Ingeniería Química y Ambiental” del Departamento de Ingeniería Química, Ambiental y de los Materiales de la Universidad de Jaén. 

La Red Temática “Retos enzimáticos, químicos y de ingeniería para la utilización de recursos agroforestales no alimentarios (lignocelulosa) en una bioeconomía más sostenible y menos contaminante (Red Lignocel)” está financiada por el INIA dentro del Programa Estatal de I+D+i orientada a los Retos de la Sociedad (Acción Complementaria AC2015-00008-00-00).

Un año más, la reunión de la Red Lignocel ha permitido a investigadores de diferentes centros y universidades nacionales compartir sus avances científicos en el ámbito del aprovechamiento de los materiales lignocelulósicos. Durante dos días, científicos e investigadores de renombre  han discutido temas tan interesantes y punteros como la utilización de nuevos hongos y enzimas o la síntesis de nanocelulosa, biocombustibes y nuevos productos de alto valor añadido a partir de los materiales lignocelulósicos. Los avances en las nuevas tecnologías para el pretratamiento de la biomasa lignocelulósica también han sido ampliamente comentados durante la reunión.

En ese contexto, los investigadores del Instituto IMDEA Energía presentaron su trabajo “Efecto del estrés mecánico sobre Kluyveromyces marxianus y Saccharomyces cerevisiae en procesos de producción de bioetanol”.  Este trabajo de investigación permite estudiar cómo afecta el estrés mecánico a las levaduras productoras de etanol. Este estrés mecánico viene provocado por la presencia de altas cargas de sustrato en el medio de fermentación. Las altas cargas de material lignocelulósico son necesarias para que la producción de bioetanol sea económicamente competitiva ya que a mayor concentración de azúcares en el medio de fermentación, mayores serán las concentraciones de etanol potencialmente alcanzables y, por tanto, menores los costes de la destilación. Los resultados de este trabajo ponen de manifiesto el efecto negativo que ejerce la presencia de sustrato sólido insoluble sobre la producción de etanol y permitirán diseñar nuevas estrategias para mejorar la producción de biocombustibles y otros bioproductos a partir de lignocelulosa.

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