Energía y Sostenibilidad

Autor: Antonio Luis Ávila-Marín (CIEMAT-PSA)

Los sistemas de receptor central, por sus diversas posibilidades técnicas, han sido entendidos como la tecnología con mayor potencial para reducir costes y aumentar la eficiencia global de la planta. En este sentido, la bibliografía científica así como la importancia de los proyectos europeos y nacionales concedidos a entidades como el CIEMAT-PSA, muestran esta tendencia, especialmente aplicada al concepto de los receptores volumétricos.

El CIEMAT-PSA comenzó en el año 2010 dentro del proyecto Solgemac y continuo con el proyecto Alccones la idea de trabajar con receptores volumétricos formados por un empaquetamiento compacto de mallas metálicas, por sus ventajas frente a los conocidos receptores de canales o las espumas cerámicas.

Hasta el comienzo del proyecto Solgemac, los receptores volumétricos formados por mallas metálicas (Betchel y Sirec principalmente [1]), habían tenido la característica común de separar las mallas metálicas una cierta distancia. En nuestro trabajo, siempre apostamos por empaquetar las mallas forzando un contacto físico entre las mismas (conocido como empaquetamiento denso). Además, se ha trabajado la posibilidad de realizar empaquetamientos escalonados y en línea que presentan diferente comportamiento.

Recientemente, en el Congreso de la Asociación Americana de Ingenieros Mecánicos (ASME en inglés) realizado en Bellevue, Washington sobre Transferencia de Calor, el profesor Kribus junto a sus compañeros (Livshits y Avivi), presento un interesante trabajo destacando las virtudes y el potencial que el empaquetamiento compacto de mallas metálicas frente a la diversidad de trabajos sobre materiales cerámicos, que en muchas ocasiones presentan resultados completamente contrarios entre sí.

Este trabajo [2], realizado por un importante investigador en el mundo de la tecnología de  receptores volumétricos , confirma la visión conceptual sobre este tipo de absorbedores iniciada en el proyecto Solgemac, continuada en el proyecto Alccones y que dio origen a la tesis [3], en el marco de ambos proyectos, sobre este tema por parte del CIEMAT-PSA.

Más concretamente, Kribus dice “el resultado más interesante del presente trabajo es la identificación de una nueva estructura: el empaquetamiento compacto de mallas metálicas, que nunca ha sido ensayado como un absorbedor solar”. También indica que “aún es necesario realizar mucho más trabajo para alcanzar a comprender si este absorbedor es capaz de cumplir las predicciones teóricas y más aún, investigar su idoneidad en aspectos como la fabricación, coste, solidez, etc.”

Esta investigación y los resultados ya obtenidos en los citados proyectos (a la espera de ser publicados en breve) nos animan a continuar con la línea de trabajo, sabiendo que ya, no sólo el CIEMAT-PSA está trabajando sobre este concepto.

Bibliografía

[1] A.L. Avila-Marin, Volumetric receivers in Solar Thermal Power Plants with Central Receiver System technology: A review, Solar Energy, Volume 85, Pages 891-910, (2011).

[2] M. Livshits, L. Avivi, A. Kribus, Dense wire mesh as a high-efficiency solar volumetric absorber, ASME Summer Heat Transfer Conference, Bellevue, Washington, USA, paper HT-2017-5080, (2017).

[3] A.L. Avila-Marin, Análisis termofluidodinámico de absorbedores volumétricos de porosidad gradual con mallas metálicas: Estudio experimental a escala de laboratorio y desarrollo de un modelo de no equilibrio térmico local. Dissertation. Ingeniería Energética. Madrid. ETSII – UNED, (2016).

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

Actualmente, uno de los grandes retos es acelerar el desarrollo de tecnologías energéticas avanzadas para obtener una energía respetuosa con el medioambiente, frenar el cambio climático y lograr un desarrollo sostenible. En este contexto, la “ingeniería verde” considera que la protección de la salud y del medioambiente genera un gran impacto y rentabilidad cuando se aplica en el diseño y en la fase de desarrollo de un proceso o producto. Otros conceptos relacionados con ingeniería verde son ingeniería ambiental o sostenible. Por ello, en este ámbito, el término “verde” se refiere a procesos y a generación de productos que minimizan la contaminación, promueven la sostenibilidad y protegen la salud sin que implique sacrificar la viabilidad económica y eficiencia del proceso. Más ampliamente, este término ha sido asociado al desarrollo sostenible, en el que procesos y productos pueden realizarse indefinidamente con un consumo de recursos controlado y una degradación medioambiental mínima [1][2].

De esta forma, los procesos y productos procedentes de la ingeniería verde están basados en los siguientes principios [3]:

• Uso integral del análisis de sistemas e implementación de herramientas de evaluación de impacto ambiental.
• Conservación y mejora de los ecosistemas naturales, junto con la protección de la salud y el bienestar.
• Empleo del análisis del ciclo de vida que permite medir el flujo de energía, de materiales y emisiones tóxicas involucradas durante el proceso o la fabricación de un producto.
• Asegurar que los materiales y energías entrantes y salientes del proceso son respetuosos con la salud y el medioambiente.
• Evitar el agotamiento de los recursos naturales.
• Eliminar la generación de residuos y la emisión de los gases de efecto invernadero.Además, es necesario tener en cuenta que la ingeniería verde desarrolla y aplica soluciones tecnológicas adaptadas a la zona donde la instalación es ubicada. Estas soluciones deben implicar la mejora y obtención de una tecnología innovadora que logre alcanzar la sostenibilidad. En este sentido, la aplicación de este tipo de ingeniería se puede agrupar principalmente en cinco categorías [4]: generación de energía renovable, calidad energética, control ambiental, optimización de máquinas y procesos, y  desarrollo y prueba de productos verdes y tecnologías.

  La categoría de generación de energía renovable cubre un amplio rango de tecnologías, tales como eólica, solar (fotovoltaica y térmica), de biocombustibles, hidráulica, mareomotriz y geotérmica. La investigación y desarrollo en estas áreas se está expandiendo e impulsando por los objetivos ambientales anteriormente definidos y por la creciente legislación gubernamental relativa al desarrollo sostenible. Hoy en día más de 50 países, con una gran variedad de políticas, geografías y condiciones económicas, poseen un amplio conjunto de objetivos con el fin de cubrir gran parte de su demanda energética con sistemas de generación a partir de fuentes renovables [2][3].

  Las tecnologías de concentración solar térmica se pueden considerar como un ejemplo de ingeniería verde debido a que utilizan una fuente de energía renovable como alternativa a los combustibles fósiles, contribuyendo positivamente al desarrollo sostenible y permitiendo realizar procesos que eviten la generación de gases de efecto invernadero. En este ámbito, la implementación del llamado “diseño verde” debe ofrecer un sistema viable y rentable a la vez que reduzca la generación de contaminación en la fuente y minimice el riesgo para la salud y medioambiente.

  El sector termosolar es todavía emergente y, en muchos casos, la tecnología y las instalaciones empleadas son experimentales. En este contexto, las tecnologías de concentración solar térmica requieren la integración de un diseño completo y eficiente con el fin de obtener el máximo rendimiento de cada instalación; para lo que es necesario el uso de herramientas de simulación avanzadas que sean capaces de predecir el comportamiento del fluido caloportador en la instalación, así como la definición y optimización de las condiciones de operación con el fin de aumentar la eficiencia del sistema y cumplir con el propósito perseguido por la ingeniería verde.

  La predicción y el análisis del comportamiento térmico y fluido-dinámico de las instalaciones termosolares son la base para mejorar el rendimiento térmico de la planta. Para tal fin se emplea la computación fluidodinámica (CFD) que permite reducir el esfuerzo invertido en la realización del diseño experimental y la adquisición de datos. Esta rama de la mecánica de fluidos complementa el modelado físico y otras técnicas experimentales; puesto que permite suministrar una información detallada de la circulación del fluido en la instalación, incluyendo el estudio de fenómenos complejos como la turbulencia, reacciones químicas, transferencia de calor y materia, y flujo multifásico.

  En la mayoría de los casos, el desarrollo de modelos numéricos implica un menor coste económico y de tiempo, en comparación con el requerido por procedimientos experimentales. Esto permite investigar más opciones de diseño y sistemas bajo condiciones extremas. Además, el modelado CFD ofrece la posibilidad de analizar problemas internos y específicos en el flujo de fluidos que serían muy costosos o imposibles de realizar mediante métodos experimentales; lo que da confianza en la selección del diseño propuesto evitando así el sobredimensionado de la instalación, reduciendo su malfuncionamiento y alargando su periodo de vida. Por ello, la CFD se ha convertido en una herramienta fiable para apoyar a los ingenieros e investigadores en el diseño de equipos industriales e instalaciones innovadoras, eliminando en muchos casos la necesidad de desarrollar el procedimiento experimental de ensayo–error que lleva consigo un consumo de recursos y una generación de residuos que hacen alejarse del objetivo marcado por la ingeniería verde.

  El creciente interés por el “diseño verde” ha llevado a aplicar el modelado CFD en diferentes áreas tales como en el diseño de edificios eficientes energéticamente y en diseño de aerogeneradores. En el sector termosolar, el modelado CFD se está aplicando en el diseño de nuevos conceptos de receptores, en la optimización de diseños existentes, en el análisis térmico de los fluidos de trabajo y, además, en la optimización de las condiciones de operación para distintas instalaciones [5]. Por tanto, la versatilidad de la simulación CFD y la necesidad de desarrollar procesos sostenibles y respetuosos con el medioambiente, hacen que sea una herramienta esencial para plantear nuevos diseños en las tecnologías de concentración solar térmica.

  Fuentes:

1. Al-Baghdadi MARS (2014) Computational fluid dynamics applications in green design. International Energy and Environment Foundation, Iraq.
2. Roldán M.I. (2017) Concentrating Solar Thermal Technologies: Analysis and Optimisation by CFD Modelling. Springer International Publishing AG, Switzerland.
3. US Environmental Protection Agency (2015) https://www.epa.gov/green-engineering.
4. National Instruments (2008) Ingeniería Verde – Mejorando el Ambiente y la Rentabilidad, Instrumentation 2, vol. 20.

5. www.psa.es

Autora: Beatriz Lucio-Instituto IMDEA Energía

La reducción de costes que se ha dado en los sistemas para obtener electricidad fotovoltaica (PV, en inglés Photovoltaics) en los últimos diez años, ha provocado que se convierta en una de las opciones energéticas más económicas. Concretamente, en 2016 su capacidad global llegó a los 300 GW, con un crecimiento progresivo anual que supera el 30%. Por otro lado, la concentración de energía solar (CSP, en inglés Concentrating Solar Power) es una alternativa menos conocida, cuya implementación en el mercado empezó después que la PV en el año 2007. En 2016 la capacidad de la CSP alcanzó los 5 GW, pero se encuentran menos datos sobre la evolución de costes comparándola con la PV. Esto es debido a que los sistemas fotovoltaicos tienen dos componentes principales, módulo PV y convertidor, que se ofrecen actualmente en el mercado como producto de forma competitiva; mientras que los sistemas de concentración solar son más complejos. La tecnología más común de la CSP basada en colectores cilindro-parabólico consiste en un campo de colectores, un circuito para la transferencia del calor mediante un fluido que puede incluir el almacenamiento de energía y un bloque de potencia que convierte la energía térmica en electricidad. Existen a nivel mundial sólo unos pocos suministradores con la capacidad de asumir el riesgo financiero, donde el saber hacer representa la parte más valiosa de los proyectos. Para la mayoría de las instalaciones hay información disponible sobre las inversiones de forma global o de los ingresos por kWh, lo que hace que sea muy difícil llegar a una conclusión en términos económicos sobre cómo evoluciona el mercado de la CSP [1].

Un estudio reciente [2] ha identificado las distintas fases de desarrollo del mercado con todos los proyectos comerciales relacionados con la CSP (tanto sistemas cilindro-parabólico como de tipo torre), realizando una base de datos. En este estudio se demuestra que desde los últimos cinco años hay una clara evidencia de la reducción de costes para la CSP de cilindro-parabólico, aumentando los conocimientos al 25%. Estas cifras son superiores a las esperadas y similares a lo que han evolucionado a lo largo de 35 años los módulos de PV.

Referencias:

[1] R. Pitz-Paal. Nat. Energy 2, 17095 (2017).

[2] J. Lilliestam, M. Labordena, A. Patt, S. PfenningerNat. Energy 2, 17094 (2017).

Sin duda la energía solar jugará un papel cada vez más importante en la producción energética mundial, pero determinar en qué proporción contribuirán cada una de las tecnologías disponibles dependerá no solo de aspectos económicos y de las políticas de apoyo, sino también de la capacidad de explotar sus complementariedades.

Autor: Juan M. Coronado-Instituto IMDEA Energía

La energía solar es el recurso renovable más abundante en la tierra y se espera que en el futuro contribuya de forma muy notable al mix energético global. Debido a la reducción masiva de costes experimentada en los últimos años la producción de electricidad mediante sistemas fotovoltaicos (PV) ya representa una de las opciones económicamente más competitivas si se dan las condiciones favorables de la irradiación. Esto ha desencadenado un enorme crecimiento del mercado para sistemas fotovoltaicos en la década pasada, y a finales de 2016 se alcanzó una capacidad global instalada de cerca de 300 GW y con un crecimiento anual de superior al 30%. Por el contrario, la energía solar de concentración (CSP) es una alternativa menos conocida, que, dejando aparte los sistemas de demostración instalados en California entre 1985 y 1991, no inició su despliegue comercial hasta 2007. Las instalaciones CSP alcanzaron una capacidad global de cerca de 5 GW a finales de 2016. Sin embargo, al contrario que en el caso de la PV, existe muy poca información disponible sobre la evolución de los costes. Estas diferencias tienen que ver con el hecho de que los sistemas fotovoltaicos consisten en sólo dos componentes principales, el módulo fotovoltaico y el inversor, ambos disponibles en un mercado muy competitivo y transparente. Por el contrario, CSP es un sistema más complejo: la tecnología más común (basada en receptores cilindroparabólicos) consiste en un campo de concentración de colectores solares, un circuito con el fluido de transferencia de calor, que también puede incluir almacenamiento de energía térmica, y un bloque de potencia que convierte la energía solar de alta temperatura en electricidad.

Con objeto de comprender mejor la evolución de costes del CSP, Johan Lilliestam y sus colaboradores del ETH Zürich (Suiza) han creado una base de datos de todos los proyectos CSP comerciales del mundo utilizando un amplio conjunto de fuentes y desarrollando aproximaciones razonables para estimar parámetros desconocidos y generar un conjunto completo de datos. Este estudio, recientemente publicado en Nature Energy,[1][2] se presenta claras evidencias de una reducción de costes de sistemas CSP de receptores parabólicos en los últimos cinco años a un ritmo superior al 25%. Este valor es mayor de lo esperado y se encentra en el mismo rango que la cifra promedio para módulos fotovoltaicos  en un periodo más largo (20,9% en los últimos entre 35 años). Los investigadores concluyeron que la continuidad en el desarrollo de proyectos y la colaboración de las industrias de fabricación de componentes, así como las políticas de apoyo por parte de gobiernos y administraciones, especialmente si fomentan la competitividad, son importantes para mantener una tasa de aprendizaje alta que permita seguir en la senda de la reducción de costes de CSP.

No obstante, a pesar de estas evidentes mejoras en la reducción de costes del CSP, teniendo en cuenta los valores ya muy competitivos de la generación fotovoltaica, cabe preguntarse si continuar apostando por la tecnología CSP es necesario y/o razonable. En este sentido la respuesta no puede basarse únicamente en la medición de precios de la energía por kWh si no que precisa un examen integral del sistema energético. Actualmente la tecnología PV sólo proporciona electricidad durante las horas de luz solar, lo que obliga a operar estos sistemas en combinación con otras tecnologías que aporten la flexibilidad necesaria para equilibrar la producción y la demanda. En este sentido el CSP con almacenamiento térmico integrado es una opción muy atractiva en comparación con sistemas de almacenamiento de electricidad grandes proporciones. Esto es debido a que la incorporación de las baterías para el almacenamiento de electricidad en las instalaciones de PV siempre lleva asociadas inversiones adicionales muy significativas. Por el contrario, los sistemas CSP con almacenamiento térmico integrado son potencialmente más baratos que los que los sistemas de la misma tecnología que no lo incorporan. De esta manera algunas proyecciones indican que a partir del 2025, en las regiones que cuente con recursos solares abundantes, se espera una alta penetración de sistemas complementarios de PV y CSP. En concreto, en los escenarios donde se limitan las emisiones de CO₂ o los precios del combustible son altos, combinara las dos tecnologías solares resulta económicamente más atractivo que la integración de elementos de almacenamiento de electricidad, o sistemas de apoyo basados en combustibles fósiles. Estas conclusiones se basan en el supuesto de que se pueden conseguir importantes reducciones de precios en la producción CSP [3], un hecho que ahora puede ser considerado más probable en un futuro próximo a la luz de los hallazgos del grupo de Lilliestam².

Autor: Lucía Arribas-Instituto IMDEA Energía

Entre los días 15 y 17 de mayo tuvo lugar en Berlín el encuentro anual de jóvenes investigadores en el ámbito de tecnologías de energía solar concentrada, en el que participan investigadores de este ámbito de distintos países de la Unión Europea.

Este coloquio está enmarcado dentro del proyecto Sollab (alianza de laboratorios europeos en sistemas de energía solar térmica concentrada) en el que participan: la Plataforma Solar de Almería (perteneciente al CIEMAT), el DLR (Centro aeroespacial alemán), ETH (Escuela Politécnica Federal de Zúrich, Suiza) y PROMES (unidad de investigación del CNRS, Centro Nacional para la Investigación Científica de Francia). Cada año se encarga una de las instituciones de organizarlo en su país.

Los estudiantes de doctorado de las 4 instituciones presentan sus trabajos, y, además, se invita a estudiantes de otras instituciones que trabajen en este ámbito, como es el caso de la Unidad de Procesos de Alta Temperatura del Instituto IMDEA Energía.

Este año la organización le correspondía al DLR, teniendo lugar en una de las ciudades más visitadas de Europa, Berlín.

Durante los 3 días del coloquio, se presentaron 35 trabajos de tesis enmarcados en los siguientes ámbitos:

• Termoquímica solar
• Tratamiento de agua y fotoquímica solar
• Fotovoltaica concentrada
• Electroquímica solar
• Almacenamiento térmico de energía
• Materiales, medidas y caracterización
• Sistemas de concentración solar

Este evento anual sirve para poner en común los últimos avances en el ámbito de la energía solar concentrada y, además, es útil para conocer a los investigadores del sector y como entrenamiento en presentaciones para los estudiantes de doctorado.

De la Unidad de Procesos de Alta Temperatura del Instituto IMDEA Energía participaron dos investigadoras. Elena Díaz, que presentó su trabajo bajo el título “Integration of fuel cells in solar thermal plants” y Lucía Arribas con “Directly irradiated fluidized bed reactor for solar thermochemical applications”.

Autor: Miguel A. Reyes-Instituto IMDEA Energía

Actualmente el 23.7% de la energía eléctrica total producida a nivel mundial es de origen renovable frente al 76.3% producida por fuentes no renovables [1]. En este balance de energía global, el 1.2% es producido mediante energía solar fotovoltaica mientras que el 0.4% lo comparten la energía geotérmica, la solar de concentración CSP y la de los océanos (figura 1).

Figura 1. Distribución en la producción de energía eléctrica durante el año 2015 [1]

A pesar de la todavía escasa contribución de la energía solar y en especial de la CSP al mix del mercado energético global, está probado que la energía del sol es una fuente inagotable capaz de cubrir la totalidad de las necesidades energéticas del planeta con las tecnologías actuales. Una de las principales preocupaciones de IMDEA Energía y en concreto de su Unidad de Procesos a Alta Temperatura es el estudio y mejora de los sistemas de energía solar concentrada (CSP) con el fin de mejorar su eficiencia y competitividad. En este contexto, IMDEA Energía está investigando activamente en la utilización de lechos fluidizados de partículas para su aplicación en centrales CSP para el almacenamiento y el sistema de receptor central (figura 2).

Figura 2. Esquema de una planta CSP utilizando lecho fluidizado de partículas como fluido térmico en el receptor y sistema de almacenamiento

La utilización de lechos fluidizados de partículas en las centrales CSP de torre presenta multitud de ventajas frente a los fluidos térmicos y de almacenamiento convencionales (sales fundidas, aceite térmico o vapor):

• Se pueden alcanzar temperaturas muy elevadas (1,000 ºC)
• No existe riesgo de congelación por temperaturas bajas (sales fundidas)
• Facilidad de transporte
• Facilidad de almacenamiento
• Bajo coste

Sin embargo, la utilización de lechos fluidizados todavía presenta algunos retos en los que IMDEA Energía está trabajando actualmente:

• Diseño de intercambiadores de calor basados en lechos fluidizados (para el intercambio térmico entre las partículas y los fluidos de trabajo)
• Diseño de reactores solares indirectamente irradiados
• Estudios de integración para plantas CSP basadas en lechos fluidizados

Estos retos se están abordando desde las perspectivas experimental y numérica a través de diferentes proyectos de investigación como CSP2 [3], STAGE-STE [4], NEXT-CSP [5] o ARROPAR-CEX [6].

[1]       REN21 Renewable Energy Policy Network for the 21st Century. Renewables 2016. Global Status Report. 2016.

[2]        Spelling J, Gallo A, Romero M, González-Aguilar J. A High-efficiency Solar Thermal Power Plant using a Dense Particle Suspension as the Heat Transfer Fluid. Energy Procedia 2015; 69:1160–70. doi:10.1016/j.egypro.2015.03.191.

[3]        Concentrated Solar Power in Particles European Project CSP2. European Commission. 2015. http://www.csp2-project.eu/

[4]        STAGE-STE EERA – European Energy Research Alliance. http://www.stage-ste.eu/

[5]        Home – Next-CSP. http://next-csp.eu/

[6]        ARROPAR-CEX: http://www.energia.imdea.org/investigacion/proyectos/arropar-cex

Autor: Thorsten Denk

Según la planificación de la Agencia Espacial Europea (ESA), en las próximas décadas, el foco de la exploración espacial tripulada volverá a la luna con el objetivo de establecer una presencia humana permanente (“Moonvillage”). El recurso más importante que se necesitará allí es el oxígeno, tanto para consumo humano como para carburante de cohetes. Si se consiguiera obtener oxígeno in situ en la luna, se ahorraría una parte muy sustancial y costosa de transporte de carga desde la tierra.

El Proyecto DeMoLOP de la Red ERA-STAR Regions (ERA – Space Technologies Applications & Research for the Regions and Medium-Sized Countries – CA-515793-ERA-STAR REGIONS), financiado por la Comisión Europea ha sido el inicio de esta investigación que se está realizando en la Plataforma Solar de Almeria.

En el proyecto DeMoLOP se pretendía investigar la obtención de oxígeno a partir de regolito lunar mediante energía solar concentrada, con el objeto de desarrollar un sistema de demostración completo consistente en: (1) un sistema de extracción de regolito (2) un sistema de reacción para la obtención de oxígeno y (3) un sistema de post-procesamiento para el oxígeno. El proyecto se ha mantenido con recursos propios bajo el nombre de “ORESOL” y se ha centrado en la ejecución del punto 2), desarrollo, construcción, ensayo y caracterización de un dispositivo capaz de llevar a cabo la reacción química con radiación solar concentrada para la ganancia de oxígeno a partir de un “lunar soil simulant” fabricado por la NASA.

El regolito (polvo) lunar es rico en oxígeno (hasta 45%-masa), pero los enlaces químicos son muy fuertes, lo que significa que para su obtención hacen falta temperaturas muy elevadas, por encima de 800ºC. Como consecuencia de estudios previos, se ha seleccionado como reacción química más favorable la reducción del componente del regolito lunar, denominado ilmenita, con hidrógeno a agua, seguida de una electrólisis para la obtención del oxígeno y recuperación del hidrógeno.

FeTiO₃ + H₂ -> Fe + TiO₂ + H₂O
2 H₂O -> 2 H₂ + O₂

Una posibilidad atractiva para suministrar la energía necesaria es utilizar sistemas de radiación solar concentrada, que permiten proporcionar altas densidades de flujo energético con las que sería viable alcanzar las temperaturas necesarias para llevar a cabo el proceso.

El proyecto Oresol sólo es el primer paso hacía una planta de producción de oxígeno lunar, por eso se ha simplificado fuertemente el proceso. La investigación se centra en primer lugar en el paso clave del proceso, que es el reactor solar. Como concentrador solar se utiliza el Horno Solar de la Plataforma Solar de Almería. Como concepto del reactor Oresol se eligió un reactor de lecho fluidizado de baja expansión con operación en continuo, radiación solar concentrada en vertical, y absorción directa, quiere decir a través de una ventana de cuarzo. El reactor está diseñado en el caso de operación con hidrógeno puro para la producción de hasta 700g de agua cada hora, consumiendo en este tiempo aprox. 60 kg de regolito. A finales de abril de 2017 se ha concluido la primera etapa de ensayos. Se ha demostrado con éxito el funcionamiento del reactor con radiación solar altamente concentrada por encima de 900ºC y se han hechos los primeros pasos de producción de agua a partir de la arena lunar.

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

El sol es la fuente más segura y abundante de energía renovable que tenemos. De hecho, cae más energía del sol sobre la Tierra en una hora que la que los seres humanos utilizan en un año entero. Si pudiésemos encontrar formas baratas y eficientes de aprovechar sólo una fracción de este inmenso poder, habríamos recorrido un largo camino hacia la búsqueda de una fuente de energía limpia, asequible y confiable para el futuro.

Entre las personas que lo ven posible, y que están apostando por ello, está Bill Gates. En su blog ha publicado recientemente un artículo donde describe su visita al grupo de investigación del profesor Nathan Lewis, en el Instituto de Tecnología de California (Caltech). Su visión se basa en materializar procesos de fotosíntesis artificial que transformen energía solar en combustibles, de manera similar a lo que ocurre en la naturaleza, pero con mayor eficiencia. Su trabajo, sus ideas y su discurso son inspiradores.

El Instituto IMDEA Energía está inmerso en el desarrollo de una vía alternativa de hacer posible esa visión: la combustión inversa, de la que ya hemos hablado aquí antes. Mediante ciclos termoquímicos, activados a muy alta temperatura por un gran aporte de energía solar concentrada, se pretende revertir el proceso (y las consecuencias) de la combustión: tomar CO2 y vapor de agua, y transformarlos en combustible líquido basado en hidrocarburos. La eficiencia de conversión en esta cadena de procesos es clave. El combustible producido sería limpio y estaría listo para usar en cualquier proceso de combustión actual, por ejemplo en transporte, generación de electricidad o calefacción.

Es difícil sobreestimar el tremendo impacto social, económico y medioambiental que tendría la materialización bien de procesos de fotosíntesis artificial, bien de procesos de combustión inversa. Gates desliza la palabra milagro en su texto. De un plumazo se habría resuelto el problema de almacenar la energía solar para su utilización en períodos y lugares en que el sol no brilla. No sería necesario seguir extrayendo combustibles fósiles del interior de la Tierra, podrían fabricarse en superficie. Se deslocalizaría la geopolítica de la producción de hidrocarburos. Y la población mundial, en número y desarrollo crecientes, sería libre de satisfacer sus necesidades energéticas mediante un proceso global neutro en carbono que no aportaría gases de invernadero adicionales a la atmósfera.

¿Posible? Imaginemos el futuro.

Autor: Antonio Luis Ávila-Marín (CIEMAT-PSA)

La tecnología de receptores volumétricos se encuentra en un momento en el que está recibiendo gran interés como se observa por la multitud de proyectos y trabajos científicos recientes [1-6], debido al potencial para aumentar la temperatura de trabajo del fluido caloportador, para reducir las pérdidas térmicas frontales con nuevos diseños y su aplicación en ciclo de potencia más eficientes.

La tendencia actual muestra que con los nuevos diseños se trata de conseguir mayores temperaturas en el fluido de trabajo que conllevan mayores eficiencias en los ciclos de potencia. Por todo ello, los materiales cerámicos son los que están recibiendo un mayor interés, a pesar de que la mayor parte de los diseños no cumple con las condiciones nominales previstas inicialmente [7]. Por otro lado, los materiales metálicos no reciben tanto interés como los cerámicos por no poder trabajar a temperaturas mayores a 800 °C, a pesar de sus importantes ventajas: como la facilidad para trabajar con nuevos diseños geométricos, estructuras más ligeras, menores pérdidas térmicas frontales debido a las menores temperaturas de trabajo (< 800 °C), etc. es por todo ello, que desde el grupo de sistemas de concentración solar de la Plataforma Solar de Almería se está trabajando en una línea prometedora de absorbedores volumétricos con mallas metálicas. A pesar de no llegar a las temperaturas objetivo de 1000 °C, se prevén otras ventajas potenciales asociadas a trabajar a menor temperatura, además de la facilidad para ensayar distintos diseños geométricos de una manera más ágil.

En este sentido, se está efectuando un trabajo experimental y de simulación, estudiando la importancia que tienen distintos parámetros geométricos como el diámetro de hilo, tamaño de malla, porosidad volumétrica y, superficie específica. Un fenómeno de transferencia de calor de gran relevancia es la convección en mallas metálicas con similar porosidad pero distintas propiedades geométricas, dado que anteriores trabajos mostrados en la literatura, muestran una discriminación en la transferencia de calor por influencia de la porosidad, pero sin considerar la influencia de los parámetros geométricos. Es el caso del trabajo publicado por Wu [8], que muestra una correlación para distintas porosidades, pero de la que se concluye que porosidades iguales obtenidas con distintos parámetros geométricos tienen tasas de transferencia de calor iguales.

En nuestro trabajo, se muestra que esta aproximación está lejos de ser cierta, si bien, es un avance en el conocimiento de la tasa de transferencia de calor en espumas.

En la Fig. 1 se muestra una malla tipo A con una porosidad del 70.1 %, un diámetro del hilo de 1.00 mm y un diámetro hidráulico de 2.35 mm y una malla tipo B con una porosidad del 67.6 %, un diámetro de hilo de 0.70 mm y un diámetro hidráulico de 1.46 mm. Como se aprecia, el valor de la porosidad es similar con una diferencia del 3.6 %, mientras que el diámetro del hilo y el diámetro hidráulico difieren en un 30 y 38 % respectivamente.

A la hora de realizar la comparación entre los dos tipos de mallas existen dos posibilidades:

• Por un lado, realizar la comparación para las mismas condiciones de operación, aun teniendo distinto número de Reynolds, el cual va asociado al diámetro hidráulico. Si se pone atención en el número de Reynolds menor en ambas mallas (equivalente a una velocidad de 0.5 m/s), que es aquel que muestra un comportamiento más estable, se observa que el valor de los coeficientes serían: h_{lv,Malla A,Re=18} = 0.15·10⁶ (W/(m³·K)) y h_{lv,Malla B,Re=12} = 0.33·10⁶ (W/(m³·K)), lo que implica que con una malla tipo B, se transfiere alrededor de un 55 % más de energía respecto a la malla tipo A.
• Por otro lado, se puede realizar la comparación para números de Reynolds similares. Se trataría de comparar el caso de una malla tipo A con un número de Reynolds de 75 y una malla tipo B con un número de Reynolds de 72. En ese caso, el valor de los coeficientes (realizando la media entre los dos extremos de una oscilación) serían: h_{lv,Malla A,Re=75} = 0.26·10⁶ (W/(m³·K)) y h_{lv,Malla B,Re=72} = 0.66·10⁶ (W/(m³·K)), lo que implica que con una malla tipo B, se transfiere alrededor de un 61 % más de energía respecto a la malla tipo A, para un empaquetamiento escalonado.

En ambas opciones, los resultados son similares y muestran la importancia de las características geométricas de una malla sobre el coeficiente de transferencia de calor. Estos resultados van íntimamente ligados a la superficie específica que presenta cada configuración geométrica. Mientras que la malla tipo A tiene una superficie específica de 1194 , la malla tipo B presenta un valor de 1849 . El incremento de superficie específica conlleva, en este caso, la mejora en la transferencia de calor volumétrica, aun teniendo porosidades similares.

 Bibliografía

[1] F. Gomez-Garcia, J. González-Aguilar, G. Olalde, M. Romero, Thermal and hydrodynamic behavior of ceramic volumetric absorbers for central receiver solar power plants: A review, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 57 (2016) 648-658.

[2] S. Mey-Cloutier, C. Caliot, A. Kribus, Y. Gray, G. Flamant, Experimental study of ceramic foams used as high temperature volumetric solar absorber, Solar Energy, 136 (2016) 226-235.

[3] R. Capuano, T. Fend, P. Schwarzbözl, O. Smirnova, H. Stadler, B. Hoffschmidt, R. Pitz-Paal, Numerical models of advanced ceramic absorbers for volumetric solar receivers, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 58 (2016) 656-665.

[4] X. Chen, X.-L. Xia, H. Liu, Y. Li, B. Liu, Heat transfer analysis of a volumetric solar receiver by coupling the solar radiation transport and internal heat transfer, Energy Conversion and Management, 114 (2016) 20-27.

[5] A.L. Avila-Marin, J. Fernandez-Reche, M. Casanova, C. Caliot, G. Flamant, Numerical Simulation of Convective Heat Transfer for Inline and Stagger Stacked Plain-Weave Wire Mesh Screens and Comparison with a Local Thermal Non-Equilibrium Model, Proceedings of 22nd International SolarPACES Symposium on Solar Thermal Concentrating Technologies, Abu Dhabi, UAE, (2016).

[6] CAPTURE, Competitive solar power towers, http://capture-solar-energy.eu/, (2015).

[7] A.L. Avila-Marin, Volumetric receivers in Solar Thermal Power Plants with Central Receiver System technology: A review, Solar Energy, 85 (2011) 891–910.

[8] Z. Wu, C. Caliot, G. Flamant, Z. Wang, Numerical simulation of convective heat transfer between air flow and ceramic foams to optimise volumetric solar air receiver performances, International Journal of Heat and Mass Transfer, 54 (2011) 1527-1537.

[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/