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Se trata de uno de los últimos hitos de la construcción del proyecto termosolar que ejecutan Acciona y Abengoa en el desierto de Atacama (Chile) y que es propiedad de EIG Global Energy Partners.
Con un peso de 2.300 toneladas, esta pieza de alta complejidad concentrará la radiación solar proyectada desde los 10.600 heliostatos que rodean la torre
Es la primera vez que se realiza esta maniobra en un proyecto de este tipo a nivel mundial.

El proyecto termosolar Cerro Dominador, propiedad de EIG Global Energy Partners y que construyen ACCIONA y Abengoa en el desierto de Atacama en Chile, ha protagonizado, en las últimas semanas, uno de los hitos clave antes de su próxima entrada en operación: el izado e instalación de su receptor solar a 220 metros de altura. El mismo se ubicó en la parte más alta de la torre central del complejo, que está rodeada por 10.600 heliostatos.

En concreto, la maniobra se completó en las últimas semanas, con el posicionamiento del receptor (pieza de alta complejidad que pesa 2.300 toneladas) en el octógono de cimentación, ubicado en a 220 metros de altura en la torre central de la planta termosolar. La función del receptor es concentrar la radiación solar reflejada desde los heliostatos que se ubican alrededor de la torre de 250 metros y, así, calentar las sales que se almacenarán para generar electricidad.

La maniobra completa duró una semana desde el ingreso del receptor en una cavidad ubicada en la base de la torre. Una vez en su interior, con 16 gatos industriales hidráulicos, se realizó el proceso de izado del mismo hasta la parte superior de la construcción. La velocidad de ascenso no superó los 5 metros por hora, por exigencias de seguridad y dada la complejidad técnica de todo el procedimiento.

“Estamos muy orgullosos de haber logrado este hito. Continuamos avanzando sin pausa en la construcción de este proyecto icónico para la región”, sostuvo Fernando González, Ceo de Cerro Dominador.

“Es la primera vez que se realiza esta maniobra a nivel mundial en este tipo de proyectos”, tal y como ha explicado el director de proyecto por parte de Abengoa en Cerro Dominador, Héctor Berlangieri, quien, además, explicó que la idea conceptual e ingeniería de la operación surgen de la compañía española.

Por su parte, Luis Pérez, site manager de ACCIONA en el proyecto, explicó la gran complejidad técnica de esta maniobra de izado: “Se necesita un control total sobre la velocidad de ascenso del receptor, limitada aproximadamente a unos 6 metros por hora. Estamos realmente orgullosos de participar en un proyecto tan singular como este y del compromiso que todos estamos demostrando para que salga adelante.”

Researchers at the Indian Institute of Technology-Madras (IIT-M) have developed a low cost Solar ‘Parabolic Trough Collector’ (PTC) system for concentrating solar energy with industrial applications in areas such as desalination, space heating and space cooling, among others. This indigenously designed and developed system was lightweight with high energy efficiency under Indian various climatic and load conditions.

«The system can be integrated effectively with various process heat applications and help manufacturers and researchers in solar energy make devices with higher efficiency», a release from the IIT-M said today. The National Solar Mission was launched with the target of providing 20,000 MW through solar power by 2022. However, lower rate of energy generation through solar power was a major roadblock in achieving this target.

Technologies such as this one developed by IIT-M researchers could help meet this target. Prof K Srinivas Reddy, Heat Transfer and Thermal Power Laboratory, Department of Mechanical Engineering, IIT-M, who led the research, said solar energy technology was the most propitious technology for clinching sustainability in the energy domain. Particularly, Concentrated Solar Power (CSP) technology could meet thermal and electrical energy demands due to its high dispatchability and reliability.

States such as Bihar, Haryana, Madhya Pradesh, Maharashtra and Gujarat, among others, have great potential to harness this energy, which could reduce the combustion of non-renewable and polluting sources of energy such as coal and petroleum, the release said. The research team tested the efficiency of this installed system in terms of optical efficiency and thermal efficiency. Optical efficiency is the amount of energy, which is absorbed by the tube over the total energy received by the collector.

Thermal efficiency, on the other hand, was the heat collected over the heat gain by the system. They found that the optical efficiency of the evacuated system is 72 per cent and non-evacuated system is 68 per cent when the heat loss is minimised, it said.

The Coalition for Energy Efficient Comminution (CEEC), a global non-profit funded by mining companies, have partnered with the University of Adelaide’s Institute for Mineral and Energy Resources (IMER) to trial the use of solar thermal energy to enhance comminution.

Comminution is the process by which solid materials are reduced to smaller average particle size by crushing, grinding, cutting, vibrating, or other processes.

In a press release, the Institute’s manager Chris Matthews said that solar thermal heat can weaken rocks, reducing the need for fossil fuel-derived mechanical energy traditionally used to crush and grind rocks, making it a more environmentally sustainable alternative.

“IMER has developed a process where heat is provided by concentrated solar thermal, which data has shown could reduce comminution energy by up to 50%,” Mathews said. “The potential to improve energy efficiency in this project is just one example of the alignment between IMER’s research on low cost, low emissions energy and CEEC’s vision.”

In the view of the institutions involved, innovation in the processing and comminution of the raw materials required for renewable electricity generation and transmission has the potential to revolutionize the mineral and energy resources sector.

Un equipo de ingenieros del Instituto del Corcho, la Madera y el Carbón Vegetal de Cicytex (Centro de Investigaciones Científicas y Tecnológicas de Extremadura) está trabajando en la validación de un prototipo basado en la tecnología Fresnel de media temperatura para optimizar energéticamente el proceso de cocción de corcho en la industria preparadora. Con la incorporación de este prototipoo, los investigadores de Cicytex esperan minimizar los costes del proceso.

Este trabajo se desarrolla en el marco del proyecto Idercexa (Investigación, desarrollo y energías renovables para la mejora del tejido empresarial en Centro, Extremadura y Alentejo) e incluye el diseño, instalación, puesta en marcha y ensayos para un primer análisis de viabilidad. El prototipo está integrado en el proceso industrial de cocido del corcho, con la finalidad de que sirva de apoyo a la operación de calentamiento del agua utilizada. A día de hoy, la mayor parte de las industrias utilizan un quemador de pellets de madera para alcanzar y mantener la temperatura del agua entre 95 y 100 °C.

Con la incorporación del prototipo, los investigadores de Cicytex esperan minimizar los costes de producción al disminuir el consumo de combustible del quemador, y aumentar la productividad de la industria, puesto que los tiempos de espera entre los ciclos de cocción se acortan, debido a que el descenso de la temperatura del agua no es tan drástico. Si lo habitual es realizar 7 u 8 cocciones diarias con un intervalo de unos 10 o 15 minutos entre ellas, hasta que el agua recupera la temperatura óptima de cocción,  con la instalación solar buscan aumentar el número de cocciones, reduciendo este intervalo. De igual forma se pretende reducir el tiempo y coste de calentamiento del agua de renovación los días que se realiza la limpieza de la caldera, que suele hacerse una o dos veces a la semana.

Fases previas
El proyecto se apoya en la experiencia adquirida en otros trabajos de investigación previos como el proyecto Riteca II (Red de Investigación Transfronteriza entre Extremadura, Centro y Alentejo), en el que se testó un prototipo de media temperatura a escala piloto en las instalaciones del Instituto del Corcho, la Madera y el Carbón Vegetal. El diseño del sistema de validación está basado en datos preliminares obtenidos a lo largo del proyecto Idercexa.

Cicytex ha publicado en su canal de YouTube un vídeo resumen del proyecto, dentro de la serie Diario de Cicytex: la I+D que hacemos. Esta iniciativa da a conocer, durante la crisis del COVID 19, el trabajo que desarrolla el centro, a través de vídeos cortos que graban los propios investigadores.

La Agencia Extremeña de la Energía (Agenezx) lidera este proyecto en el que también participan la Universidad de Extremadura y de Évora, Ciemat, asociaciones empresariales portuguesas y el  Cluster de la Energía de Extremadura, entre otros organismos.  El  proyecto está cofinanciado por el Fondo Europeo de Desarrollo Regional FEDER a través del Programa Interreg V-A España-Portugal (POCTEP) 2014-2020 y cuenta con un presupuesto de casi 4 millones de euros.

Fuente: Energías Renovables. Recuperado de: https://www.energias-renovables.com/termosolar/tecnologia-fresnel-para-abaratar-los-costes-en-20200511

• Por ello, España es líder mundial en almacenamiento de energía renovable

Los escenarios de grandes volúmenes de tecnologías renovables no gestionables en los sistemas eléctricos están despertando la preocupación por la necesidad de almacenamiento, para evitar las pérdidas por vertidos. Esto no sería un problema con un crecimiento balanceado entre las renovables gestionables y no gestionables y afortunadamente, en países como España, a diferencia del centro de Europa, esto si sería posible.

GTM Research, ha publicado recientemente un estudio en el que estima que la capacidad de almacenamiento de energía llegará en 2022 a 21.600MWh, olvidando la tecnología que en estos momentos y muy probablemente a futuro liderará el almacenamiento de energía para fines eléctricos.

España es líder mundial en almacenamiento de energía en las nuevas tecnologías renovables gracias a la termosolar que, tras la gran hidráulica, es la tecnología líder en almacenamiento para generación eléctrica renovable, según los datos Global Energy Storage del DOE (Department of Energy de EE UU), que ha analizado Protermosolar.

Las centrales termosolares con almacenamiento en España cuentan con 6.850 MWh de capacidad de almacenamiento eléctrico en 18 instalaciones. Tras España, contando tecnologías de baterías y de centrales termosolares, figuran EE UU, con 5.200 MWh, Sudáfrica, con 2.600 MWh, y China con 1.000 MWh.

A nivel mundial, la capacidad de almacenamiento de centrales termosolares en operación y en construcción asciende a 22.150 MWh_e, mientras que el resto de tecnologías, incluyendo baterías, están en un escalón muy inferior, ya que todas ellas agrupadas llegan tan solo a 6.600MWh_e.

El análisis señala también que la tecnología de sales fundidas para fines de generación eléctrica, está, a nivel mundial, muy por encima al de otras alternativas como, por ejemplo, las baterías.

 

*Lithium-ion, sodium-sulfur, vanadium flow, lithium iron phosphate, vanadium redox, zin bromine Flow… **Hydrógeno, flywheel, adiabatic compressed air…

 

La termosolar es la única renovable gestionable con unos precios que están en la actualidad entre 50 y 60 €/MWh, según lo demuestran los contratos adjudicados en recientes concursos internacionales.

El almacenamiento en centrales termosolares tiene unos costes de inversión de unos 40 €/kWh de capacidad eléctrica equivalente instalada, mientras que los sistemas de baterías, teniendo en cuenta el battery pack y el balance of system, están 10 veces por encima en precio.

El almacenamiento se encuentra integrado en las propias centrales termosolares, de forma que su generación puede seguir las necesidades de la demanda. Disponer de centrales gestionables es esencial para cualquier sistema eléctrico, en lugar de tener que hacer inversiones adicionales para tratar de aprovechar los vertidos que se producirían con una mayor penetración de centrales renovables no gestionables.

Pero además, ese volumen de almacenamiento podría ofrecerse, con una inversión muy reducida, para aprovechar los vertidos de energía eólica, que suelen coincidir con días poco soleados, con un 40% de rendimiento.

En el reciente concurso de Dubái de 700 MW de potencia para ser despachada entre las 4 de la tarde y las 5 de la mañana del día siguiente, la tecnología fotovoltaica no pudo competir por falta de producto y precio y la termosolar resultó adjudicataria por ser más barata que los ciclos combinados. Hoy por hoy, las centrales termosolares constituyen la tecnología más competitiva para centrales de tamaño comercial con varias horas de almacenamiento, según Protermosolar.

El despliegue termosolar a futuro contará exclusivamente con centrales con almacenamiento y países como China y Dubái (UAE) serán los nuevos líderes mundiales en almacenamiento de energía en breve plazo, gracias a los 1.400MW y 700MW, respectivamente que están en construcción en la actualidad.

Para Luis Crespo, presidente de Protermosolar, “es difícil de entender que con estas referencias y con los costes a los que las centrales termosolares podrían desplegarse en nuestro país, que la Comisión de Expertos no haya tenido en cuenta a la termosolar en el futuro mix de generación, que la propia comisión ha previsto con cuente con 80.000 MW de tecnologías renovables no gestionables, lo que resultará inviable tanto desde el punto de vista técnico como de inversión y obligaría al mantenimiento de un respaldo muy elevado de centrales convencionales, contradiciendo en sus términos el concepto de Transición Energética.  Es necesario un mix equilibrado de tecnologías solares (fotovoltaica y termosolar) que permita avanzar más rápidamente hacia la descarbonización, sin incremento de costes para el sistema, con generación fotovoltaica en las horas centrales del día y de termosolar en la tarde-noche, gracias a su almacenamiento y capacidad de respaldo”.

En el número de septiembre de 2017 de Energías Renovables en papel se exponían los avances hacia la implantación de la cuarta generación de redes de calor, mucho más eficientes y con integración de varias tecnologías. También se citaba dónde estaba la cuna de este desarrollo, en Aalborg, Dinamarca, justo donde se acaba de inaugurar una de las redes más avanzadas del mundo, con un sistema híbrido con termosolar de concentración y biomasa que produce energía térmica y eléctrica

Hace unos días se conocían varios proyectos, el de Alcalá de Henares es el más avanzado, que tienen la intención de desarrollar en la provincia de Madrid redes de calor con la hibridación de biomasa, termosolar de concentración y gas. En Dinamarca ya se ha conseguido, prescindiendo del gas. Hace un par de semanas se presentaba en Aalborg.

“El sistema presenta la primera planta de cogeneración de Dinamarca, pero también de todo el mundo, que integra energía termosolar de concentración y una caldera de biomasa, mientras que también utiliza el ciclo orgánico de Rankine (ORC, en sus siglas en inglés) para convertir la energía en calefacción urbana y electricidad”. Así lo explica la empresa que ha desarrollado el proyecto: Aalborg CSP A/S.

Se confirma así el liderazgo de Dinamarca en la implantación de redes urbanas de distribución de energía de cuarta generación. En un reportaje publicado en el número de septiembre de Energías Renovables se citaba a la Universidad de Aalborg como uno de los focos mundiales de investigación para integrar sistemas inteligentes de energía, incluidas redes de electricidad, gas y térmica, con edificios más eficientes energéticamente, claves de esa cuarta generación.

Cuarenta y cinco millones de euros de inversión
Desde Aalborg CSP A/S confirman que “los beneficios que aportan estas tecnologías innovadoras permiten a la planta de calefacción urbana Brønderslev Forsyning lograr una eficiencia energética récord, precios de energía más bajos y una solución de futuro que no depende de los precios fluctuantes de los combustibles fósiles”.

Aunque la inauguración oficial tuvo lugar a mediados de marzo, con la presencia de los ministros daneses de Energía, Servicios Públicos y Clima y de Hacienda, la planta termosolar de concentración, que ocupa casi tres hectáreas, lleva en funcionamiento desde 2016. La puesta en marcha en línea de la caldera de biomasa y la unidad de ORC ha conseguido completar el sistema de cogeneración, que en conjunto ha supuesto una inversión de 45 millones de euros.

Fuente:

https://www.energias-renovables.com/biomasa/dinamarca-inaugura-una-red-de-calor-termosolarbiomasa-20180402

Shorter paybacks, subsidy reforms create a strong business case for Concentrated Solar Heat in industrial processes

 

IRENA Report 2017 Notes CSP’s “Spectacular” Cost Reductions

http://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2018/Jan/IRENA_2017_Power_Costs_2018.pdf