‘Energía solar’

Combustible Solar – Imaginando el Futuro

[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.

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Influencia de la porosidad en la transferencia de calor en mallas metálicas aplicadas a receptores volumétricos

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: hlv,Malla A,Re=18 = 0.15·106 (W/(m3·K)) y hlv,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: hlv,Malla A,Re=75 = 0.26·106 (W/(m3·K)) y hlv,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.

 

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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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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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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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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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Congreso anual del Programa Tecnológico de Colaboración SolarPACES

[Autora: Esther Rojas-CIEMAT]

 

Entre los días 11 y 16 de octubre de 2016 tuvo lugar en Abu Dabi (Emiratos Árabes Unidos) el congreso anual del Programa Tecnológico de Colaboración (TCP en sus siglas inglesas) SolarPACES (Solar Power And Chemical Energy Systems,  http://www.solarpaces.org/), de la Agencia Internacional de la Energía, cuyo objetivo es promocionar y facilitar el desarrollo y optimización de las tecnologías de concentración solar térmica.

Además del congreso anual, las actividades de cooperación estable en este TCP se estructuran en Tareas o áreas temáticas de grupos de expertos, existiendo 6 casi de forma permanente:

  • Task I: Solar Thermal Electric Systems
  • Task II: Solar Chemistry Research
  • Task III: Solar Technology and Advanced Applications
  • Task IV: SHIP – Solar Heat for Industrial Processes
  • Task V: Solar Resource Assessment and Forecasting
  • Task VI: Solar Energy and Water Processes and Applications

Los eventos asociados al congreso celebrado en Abu Dabi se pueden resumir en

  1. REUNIONES DE LAS TAREAS DEL TCP SOLARPACES. El lunes día 10 de octubre se celebraron las reuniones de varias Tareas de SolarPACES, en las que los expertos asistentes se distribuyeron según sus áreas temáticas. En la reunión de la Tarea I: Solar Thermal Electric Systems, se presentaron los resultados del Proyecto guiSmo (Guidelines for CSP performance modeling). En la Tarea III (Components) los expertos de la Plataforma Solar de Almería participan de forma importante en dos líneas de actividad: durabilidad de reflectores para concentradores solares y almacenamiento térmico, actividad esta ultima en donde la presencia de IMDEA Energía también es relevante (http://solarpaces.org/tasks/task-iii-solar-technology-and-advanced-applications/thermal-energy-storage-working-group). Asimismo tuvo lugar una reunión de expertos de la Tarea II (Solar Chemistry) con la presentación de las actividades en la producción de combustibles solares llevada a cabo por la Plataforma Solar de Almería e IMDEA Energía mediante el uso de reactores químicos solarizados.
  2. CONFERENCIA ANUAL. Entre los días 11 y 15 de octubre se celebró la conferencia anual (http://www.solarpaces-conference.org/home.html). En la conferencia se presentaron las líneas generales y el estado de la tecnología tanto en sesiones plenarias, como en sesiones paralelas organizadas en áreas temáticas cómo: sistemas de receptor central (Central Receiver Systems), ciclos de potencia (Power Cycles), almcenamiento térmico (Thermal Energy Storage), captadores cilindroparabólicos (Parabolic Troughs), análisis y simulaciones e plantas CSP (CSP Analysis and Simulation), asesoramiento en recurso solar (Solar Resources Assessments), combustibles solares (Solar Fuels), políticas y mercados (Policy and Marketing), desalinizaciónsolar de agua (Water Desalination) y calor de solar a procesos industriales (Solar Process Heat). Expertos de la Plataforma Solar de Almería, la División de Energías Renovables y la Unidad de Análisis de Sistemas Energéticos del Ciemat, así como expertos de la Unidad de Procesos de Alta Temperatura del Instituto IMDEA Energía, participaron en la conferencia con una importante presencia en las sesiones orales y poster.Como broche de cierre de la conferencia, el sábado día 15 se realizó una visita técnica a la planta comercial de captadores cilindroparabólicos Shams 1 (http://www.masdar.ae/en/energy/detail/shams-1),  y a la ciudad de Masdar (http://www.masdar.ae/en/masdar/our-story) en la que se encuentra el Instituto Masdar.
  3. REUNIÓN DEL PROYECTO BEYOND TMY. El miércoles día 12 se celebró la reunión final de este proyecto en el que participa el Grupo de Radiación Solar para Aplicaciones Energéticas de la División de Energía Renovables del CIEMAT. Se trata de un proyecto en el que se han analizado las carencias de los actuales análisis de producción de centrales termosolares usando métodos de condensación de las series de radiación solar en un año de datos.  En el proyecto se han identificado las áreas en las que se debe profundizar y posibles líneas de actuación futuras. El informe final del proyecto junto con un “Roadmap” de diez páginas estarán disponibles a finales de octubre.
  4. JORNADAS DE LOS PAQUETES DE TRABAJO 3 Y 5 DEL PROYECTO STAGE-STE. El jueves día 13 de octubre por la tarde se celebraron dos jornadas organizadas dentro del marco del proyecto europeo STAGE-STE, las cuales estuvieron especialmente dirigidas al sector industrial. La finalidad de la jornada del paquete de trabajo 3 (WP3) fue analizar si las infraestructuras de I+D actualmente existentes en Europa son suficientes para atender las necesidades del sector industrial, mientras que la jornada del paquete de trabajo 5 (WP5) tuvo el objetivo de analizar la transferencia de conocimiento y propiedad intelectual de los centros de I+D a la industria. La jornada del WP3 estuvo organizado por el CIEMAT y contó con la asistencia de 30 personas de Italia, Marruecos, Francia, China, Emiratos Árabes Unidos, Chile, Australia, Portugal, España y Bélgica
  5. COMITÉ EJECUTIVO DEL SOLARPACES. El domingo 16 de octubre se celebró la reunión del comité ejecutivo del SolarPACES. En este comité se analizaron las actividades de las distintas tareas y se presentaron aportaciones del estado de la tecnología en cada uno de los países participantes.

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Absorbedores volumétricos con mallas metálicas: Una oportunidad a la innovación

Autores: Antonio Ávila-Marín; Jesús Fernández-Reche; CIEMAT-Plataforma Solar de Almería

En los últimos años está resurgiendo un fuerte interés por los receptores volumétricos como se observa en la cantidad de trabajos y proyectos sobre la temática. No en balde, esta tecnología ha sido considerada durante mucho tiempo como una tecnología clave para incrementar el rendimiento global de las plantas termosolares de torre. En este marco, se han ensayado multitud de prototipos, cada uno de ellos con sus ventajas e inconvenientes, y dentro de ellos es necesario destacar los absorbedores volumétricos construidos con mallas metálicas, dada su versatilidad y la facilidad para probar nuevos conceptos y diseños.

En esa línea y dentro del proyecto Alccones se están investigando sobre los receptores volumétricos de malla metálica con distintos tipos de apilamientos. El apilamiento describe la manera en la que se ordenan las mallas que componen el absorber, y la literatura muestra que hay dos opciones extremas, el apilamiento en-línea y apilamiento escalonado, como se muestra en la siguiente figura.

 

En este sentido desde la unidad de SSC del Ciemat se ha realizado un trabajo de simulación y experimentación para analizar ambos tipos de alineamientos. Mientras que en un empaquetamiento alineado tenemos una mayor porosidad volumétrica, menor pérdida de carga, también presenta una menor transferencia de calor. Por el contrario, el empaquetamiento escalonado presenta el comportamiento opuesto.

En un receptor volumétrico la transferencia de calor por convección es un mecanismo de transferencia fundamental además de los fenómenos de transferencia radiativos. Por ello, es necesario su estudio para determinar su influencia sobre los distintos diseños de absorbedores.

Los diversos estudios realizados han mostrado que la transferencia de calor por convección en un apilamiento escalonado es aproximadamente el doble que en un apilamiento en línea, mientras que en el comportamiento de un receptor volumétrico el equilibrio térmico se alcanza para una profundidad del absorbedor de aproximadamente la mitad, como se puede observar en la Fig. 2.

Los ensayos experimentales realizados durante los proyectos Solgemac y Alccones, verifican los datos obtenidos numéricamente, lo cual verifica el trabajo de simulación realizado y alienta a seguir la prometedora línea de trabajo.

 

Referencias

[1] Antonio L. Avila-Marin, Jesús Fernandez-Reche, Marina Casanova, Cyril Caliot, Gilles 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”, SolarPACES 2016 Conference.

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La planta termosolar de Bokpoort, récord africano de suministro continuo

Un hito para la industria renovables. La planta termosolar de Bokpoort, en Sudáfrica, construida por el grupo de ingeniería y tecnología SENER , ACCIONA y TSK suministra 161 horas, casi seis días de electricidad continua a pleno rendimiento, un récord en África.

Aunque la tecnología solar termoeléctrica o CSP (Concentrated Solar Power) se considera una fuente intermitente de energía que suministra electricidad durante las horas diurnas, cuando la demanda es más alta, el diseño de Bokpoort permite seguir suministrando electricidad durante horas después de que el sol se haya puesto, gracias a una instalación de almacenamiento de energía en sales fundidas que puede acumular 9,3 horas de producción de electricidad. Esto la convierte en la instalación de almacenamiento de energía eléctrica de mayor capacidad del continente africano.

En el primer mes de operación comercial, la recién inaugurada planta solar termoeléctrica, de 50 MW, ha producido electricidad durante un período continuo de 161 horas, lo que equivale a casi seis días. Situada en la Provincia del Cabo Norte, fue construida por un consorcio formado por SENERACCIONATSK y la empresa sudafricana Crowie Holdings. El proyecto de EPC (Ingeniería, Compras y Construcción) le fue adjudicado al grupo saudí ACWA Power, propietario y operador de la planta.

Competitiva con fuentes convencionales

El suministro de electricidad continuo de una planta de energía solar es un hito importante para Sudáfrica y para la industria de renovables en su conjunto, ya que permite que la tecnología CSP compita como fuente de alimentación continua con las tecnologías convencionales, como las
centrales hidroeléctricas, térmicas o de gas, afirma un comunicado conjunto de SENER, ACCIONA, TSK.

El director general de la planta de CSP de BokpoortNandu Bhula, señala que “a nivel mundial, el mayor reto de la tecnología CSP ha sido su capacidad de producir energía de forma continuada después de la puesta del sol. El rendimiento de esta planta es una clara indicación de que la  tecnología CSP puede constituir una opción válida de capacidad de carga base equiparable a las centrales eléctricas convencionales”.

Desarrollo industrial y sostenible 

Ramón Jiménez, director general del Área Industrial de ACCIONA Infraestructuras, señala que “ACCIONA ha proyectado, desarrollado y ejecutado algunas de las obras más emblemáticas de los últimos 60 años en todo el mundo; estamos orgullosos de contar con los más modernos medios tecnológicos para abordar cualquier tipo de proyectos llave en mano, como éste, con las máximas garantías de calidad y eficiencia, y consolidar nuestra presencia en el sector renovable en Sudáfrica”.

Por su parte, Siyabonga Mbanjwa, director regional de SENER para África Meridionalapunta que “hoy en día, SENER es reconocida por la calidad y fiabilidad de sus soluciones tecnológicas en energía solar termoeléctrica. Estamos orgullosos de haber formado parte, junto con ACCIONA, TSK y Crowie, del éxito de esta planta, y es nuestra intención contribuir al desarrollo industrial y sostenible del país”.

En Sudáfrica, el pico de demanda diario por la tarde se produce entre las 17:00 h y las 21:00 horas y la recientemente introducida tarifa de horas punta de CSP anima a los promotores a tener capacidad de almacenamiento térmico, dice el comunicado.

Bokpoort CSP ha demostrado que, gracias al buen diseño de la planta y la radiación solar disponible en el emplazamiento, sus 9,3 horas de almacenamiento térmico pueden ampliarse fácilmente para permitir su operación continua las 24 horas al día.

Fuente: energynews

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La Reducción de Costes en las Centrales Termosolares

Autor: Eduardo Zarza-PSA-CIEMAT

Con el fin de evitar posibles confusiones en el lector no especializado en estas tecnologías, parece oportuno empezar aclarando la diferencia fundamental existente entre las centrales fotovoltaicas y las centrales termosolares. Su principal diferencia es que mientras en las centrales fotovoltaicas la radiación solar es utilizada para generar electricidad directamente en las placas o módulos fotovoltaicos, en las centrales termosolares la radiación solar es primeramente concentrada y convertida en energía térmica, usando posteriormente dicha energía térmica para producir electricidad a partir de un ciclo termodinámico. Así pues, en una central termosolar la radiación solar es previamente convertida en energía térmica. En esta doble conversión, primero a energía térmica y después en electricidad, radica en buena medida la mayor complejidad de las centrales termosolares si se comparan con las centrales fotovoltaicas.

A principios del año 2016 existían en el Mundo centrales termosolares en operación rutinaria con una potencia total instalada cercana a los 5 GWe, mientras que los proyectos en construcción o promoción suponían una potencia total similar. Teniendo en cuenta el tiempo medio de construcción de una central termosolar comercial (unos 2 años, dependiendo de su tamaño), esto indica que la potencia total instalada para finales del año 2018 será del orden de 10 GWe.

La rapidez con la que aumentará en los próximos años la potencia total instalada de centrales termosolares, depende en gran medida de hasta qué nivel se logre reducir el coste de la electricidad de origen termosolar. Aunque es cierto que en los últimos años ya se ha conseguido una importante reducción de costes, y buena prueba de ello es el precio medio del PPA de las centrales NOOR-II y III que actualmente se están construyendo en Marruecos (150€/MWh), debemos tener presente los bajísimos costes que presenta ya hoy en día la electricidad de origen fotovoltaico. Hace solamente unas semanas se anunciaba la planta fotovoltaica que ha sido adjudicada por la Dubai Electricity and Water Authority (DEWA) a la oferta presentada por la empresa ACWA Power, con un precio inferior a los 30 €/MWh, para la próxima planta fotovoltaica del parque solar Mohammed bin Rashid Al Maktoum. Este precio es tan solo el 20% del PPA de las plantas NOOR-II y III. Aunque es cierta la ventaja innegable que representa la gestionabilidad (capacidad de producir electricidad cuando no hay radiación solar) de las centrales termosolares, gracias a sus sistemas de almacenamiento térmico, así como su gran impacto dinamizador en la economía de la zona donde se instala una central termosolar, no es posible compensar hoy en día con estas ventajas esta gran diferencia en el coste del kWh producido. Es por este motivo que el principal reto con el que se encuentran actualmente las centrales termosolares es la necesidad de conseguir con rapidez una importante reducción de costes.

La figura siguiente muestra el proceso y los elementos que intervienen en la reducción de costes de las centrales termosolares. De todos los que intervienen en el proceso, el despliegue comercial (instalación de nuevas centrales termosolares) es el que juega un papel más importante, pues es precisamente dicho despliegue el que permite al sector adquirir la experiencia y el conocimiento práctico necesario para desarrollar su curva de aprendizaje. Sin despliegue comercial, la experiencia y el conocimiento acumulado por la industria desaparece, al verse obligadas las empresas a trabajar en otros campos donde haya actividad comercial. Sin despliegue comercial, son los centros de I+D los que mantienen el germen de la tecnología, promoviendo mejoras y avances que tardan en tener un repercusión importante en el coste, pues sin despliegue comercial dichas mejoras no pueden implementarse, salvo las directamente relacionadas con la operación y mantenimiento de las centrales ya existentes.

 

Como se muestra en la figura, la curva de aprendizaje influye en la reducción de costes mediante tres mecanismos diferentes:

  1. Implantando directamente en las nuevas centrales aquellos resultados y conocimiento fruto de la experiencia con las centrales existentes y que no necesitan un desarrollo adicional. Ejemplos de esta vía son las mejoras en los procedimientos de operación y mantenimiento que son fruto de la operación y mantenimiento de las centra existentes. Otro ejemplo son las mejoras en los procedimientos de ensamblaje de los concentradores solares, detectadas durante el montaje de centrales anteriores
  2. Introduciendo en los procesos de escalado la experiencia previa obtenida con elementos de menor tamaño. En las centrales termosolares que se están construyendo actualmente se ha puesto de manifiesto lo beneficioso que resulta, desde el punto de vista de la reducción de costes, un aumento del tamaño de las centrales, así como de los propios concentradores solares. Este aumento de tamaño debe hacerse siempre basándose en la experiencia previa con centrales y elementos de menor tamaño, evitando dar saltos excesivamente grandes. En el proceso de escalado hay que ser muy cautelosos para no pasar por alto efectos secundarios adversos que pudiera tener el aumento de tamaño. Un ejemplo de esto es el aumento de tamaño de campos de captadores cilindroparabólicos, en los que al aumentar el tamaño también se aumentan las dificultades de control hidráulico del campo para mantener un caudal lo más uniforme posible en todas las filas de captadores que componen el campo solar. También debe tenerse en cuenta a la hora de aumentar de tamaño los receptores centrales la mayor complejidad del control de dicho receptor, tanto en lo relacionado con el perfil de flujo de radiación sobre el mismo, como con el control del caudal en los diversos paneles que componen el receptor.
  3. Sirviendo de base para las actividades de I+D. Cualquier nuevo desarrollo o innovación debe basarse en la experiencia previa, pues de lo contrario sería como construir una casa exenta de cimentación. En esta vía, es necesaria una fructífera colaboración entre el sector industrial, aportando su experiencia, y los centros de I+D aportando sus instalaciones experimentales y sus conocimientos científico-técnicos..

 

Analizando globalmente el gráfico de la figura, y teniendo en cuenta que ya hoy en día se ha realizado un proceso de escalado importante, construyendo centrales termosolares de incluso más de 200 MWe de potencia unitaria, y desarrollando heliostatos de más de 150m2 y captadores cilindroparabólicos con un área de captación superior a los 2000 m2, parece que la mayor reducción de costes puede alcanzarse mediante dos vías principalmente:

  1. con nuevos desarrollos que sean fruto de proyectos de I+D+i (nuevos fluidos de trabajo, nuevos ciclos de potencia, nuevos reflectores con menos requerimientos de lavado, nueva turbomaquinaria especialmente diseñada para los requerimientos de las centrales termosolares, etc..), y
  2. a partir de la curva de aprendizaje fruto de un despliegue comercial sostenido en el tiempo y de suficiente importancia.

 

Ambas vías requieren del apoyo público, en un caso apoyando financieramente las actividades de I+D+ì (las cuales deben contar con la aprobación del sector industrial para que quede garantizada la utilidad de los resultados perseguidos), y en el otro caso apoyando el despliegue comercial con ayudas que permitan compensar la diferencia de costes entre la electricidad termosolar y la convencional, hasta que se haya desarrollado la curva de aprendizaje suficientemente y se consiga reducir los costes hasta el nivel requerido.

El objetivo de coste marcado por ESTELA (la asociación europea de la electricidad termosolar) es conseguir en el año 2020 un coste de 100 €/MWh para centrales termosolares con almacenamiento térmico instaladas en países del Sur de Europa, con una insolación anual debida a la radiación solar directa de unos 2055 MWh/m2·año. Un pre-requisito para poder conseguir este objetivo, según ESTELA, es que se alcance una potencia total instalada en el Mundo de 30 GWe. Este pre-requisito es de enorme importancia, por la curva de aprendizaje que conllevaría, pero está siendo obviado en muchos documentos oficiales en los que se recuerda el objetivo de reducción de costes marcado por ESTELA, pero se omite en dichos documentos que alcanzar una potencia total instalada de 30 GWe es un pre-requisito definido claramente por ESTELA:

Como se ha puesto de manifiesto al principio de este Post, parece razonable esperar que la potencia total instalada a nivel mundial sea de unos 10-12 GWe en el año 2020. Si somos muy optimistas, podríamos incluso pensar en 15 GWe, pero en cualquier caso parece claro que la cifra que se alcanzará en el año 2020 será muy inferior a la pedida por ESTELA para poder alcanzar el objetivo de reducción de costes. De acuerdo con todo esto, parece lógico pensar que no se logrará el objetivo de costes marcado para 2020. Pero a pesar de esto se sigue indicando en documentos oficiales, muchos de ellos emitidos por la Comisión Europea, que el sector termosolar ofrece conseguir un coste de 100 €/MWh en el año 2020, para centrales instaladas en el Sur de Europa, y no se hace referencia a la condición de que se logre alcanzar una potencia total instalada en el Mundo de 30 GWe

Personalmente me preocupa esta situación, pues se está poniendo toda la atención en el objetivo de costes, mientras se ignora, o al menos eso es lo que parece, algo tan importante como que para lograrlo será necesario un despliegue comercial que en estos momentos no parece que vaya a darse, ni mucho menos, para el año 2020. Es innegable el gran potencial de reducción de costes que tiene la electricidad termosolar, pero debemos ser realistas y no poner objetivos imposibles de lograr debido a su plazo excesivamente corto, pues ello no hará sino dañar al sector y perder credibilidad de cara al futuro. Debemos pedir que al sector de la electricidad termosolar se le permita desarrollar adecuadamente su curva de aprendizaje, como ya está haciendo y como anteriormente han hecho otras tecnologías que empezaron mucho antes su despliegue comercial, como la eólica y la fotovoltaica, pero sin plantear atajos artificiales y ficticios que no conducirían a ningún buen puerto.

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