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La ULPGC innova con las energías renovables

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El sistema ideado por los investigadores de la Universidad de Las Palmas de Gran Canaria, adscritos al departamento de Ingeniería de Procesos, está pensado para solucionar el problema que sufren muchas poblaciones alejadas geográficamente de los tendidos principales de red eléctrica y agua potable. Este hecho hace que las instalaciones en ese núcleo poblacional sean costosas y complicadas de realizar. Este grupo de científicos ha estudiado la viabilidad y rentabilidad económica tras haber obtenido resultados satisfactorios.

El proyecto fue realizado por Inés Prieto Prado y Beatriz del Río Gamero, dirigido por Antonio Gómez Gotor y tutelado por Sebastián Ovidio Pérez Báez. El análisis y desarrollo llevado a cabo se recogió en el documento Sistema de abastecimiento de agua y energía para zonas aisladas haciendo uso de energías renovables y de agua e hidrógeno como doble sistema de almacenamiento, y ha sido publicado recientemente en la revista científica, de prestigio internacional, Desalination.

El Risco como zona de muestreo


El plan, que se implementó con herramientas de simulación y programación en entorno informático, se desarrolló con datos reales, tomados de una población activa como la que forman los habitantes del Risco en el municipio de Agaete, en Gran Canaria. La zona en estudio cumple con los requisitos necesarios en cuanto a parámetros eólicos y solares para garantizar conclusiones satisfactorias. Si bien el estudio duró casi dos años, se utilizaron muestras obtenidas en un periodo de 10 años. Además, fue preciso tomar valores del consumo anual del agua y de la energía eléctrica, con unos resultados de: 46 546,80 m3/año y 672 314,32 kWh/año respectivamente.

Una de las características del diseño es ser totalmente independiente. Esto quiere decir que no necesita la presencia de la red eléctrica convencional puesto que la intención no es acoplarse ni inyectar el excedente sobre esta. El sistema basa su funcionamiento en la producción de electricidad partiendo de energías renovables, como son la eólica y la fotovoltaica. Sin embargo, para la generación del agua se simuló una planta de Ósmosis Inversa, dimensionada para la capacidad del consumo habitual de la población.

Sistema de doble almacenamiento


Otras universidades y grupos de investigación desarrollan métodos similares a este, pero se diferencian en la forma de acumular el exceso energético producido, y aquí radica su máximo interés. Cuando esto ocurre, el sistema puede producir agua o hidrógeno. En el caso de la primera opción esta se almacena para el abastecimiento de la población y si lo que se produce es el hidrógeno se guarda también para utilizarlo y generar energía eléctrica cuando sea necesario. He aquí la gran diferencia con los otros diseños, ya que utilizan baterías eléctricas para guardar el excedente energético.

Inés Prieto, investigadora del proyecto, aclaró que “el hidrógeno es un vector energético y lo que se hace con él es obtener energía en los momentos precisos. El agua se divide en sus dos elementos, hidrógeno y oxígeno y debido a que esta reconversión necesita electricidad es por ello que se realiza cuando la planta generadora de renovables está generando excedente. Mientras que el oxígeno se libera, el hidrógeno es almacenado para realizar la secuencia inversa, la reacción resultante desprende la corriente necesaria que permitirá dar continuidad al abastecimiento de la población en los casos de déficit de la central de renovables”.

Se necesitan condiciones idóneas


“El sistema es replicable en otras zonas del mundo siempre y cuando se den las condiciones eólicas y solares que garanticen la fiabilidad. Por otro lado, si ya existe corriente de una red principal convencional, hay que desengancharse de ella y trabajar en isla, es decir, solo con la propia red de abastecimiento diseñada con renovables. Si este caso se diera existiría una doble garantía energética para solventar situaciones intempestivas pero consideramos que nuestro modelo es eficiente al 99 %”, subrayó Inés Prieto.

Los investigadores de la ULPGC  incluyeron un estudio de rentabilidad de la instalación obteniendo como resultado que, teniendo en cuenta que se le calcula un tiempo medio de vida de 20 a 30 años, en función de la tecnología que se utilice, queda amortizada entre 10 y 12 años. Además, otro de los datos reveladores, incluido en artículo publicado, es el coste de la producción energética, obteniéndose un precio de 0,107 €/Kwh en renovables frente a los 0,18 €/Kwh en convencional.

Imagen: pexels.com

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