Repositorio Institucional de Documentos

Página 1 ÍNDICE LISTADO DE FIGURAS ................................................................................................... 5 RESUMEN ...................................................................................................................... 7 CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN A LA ENERGÍA SOLAR TERMOELÉCTRICA ................ 8 1.1 La energía solar ................................................................................................... 8 1.2 Energía solar termoeléctrica ........................................................................... 11 1.2.1 Tipos de colectores solares....................................................................... 12 1.2.1.1 Colectores lineales Fresnel ................................................................ 12 1.2.1.2 Colectores cilindro-parabólicos (CCP) ........................................... 13 1.2.1.3 Sistemas de torre central ................................................................... 14 1.2.1.4 Discos parabólicos ............................................................................. 15 1.2.2 Situación de la Energía Solar Termoeléctrica en España .................... 16 1.2.2.1 Cronología........................................................................................... 16 1.2.2.2 Aspectos legislativos .......................................................................... 17 1.2.2.3 Centrales en funcionamiento y previstas en España ................... 21 CAPÍTULO 2: TECNOLOGÍA DE CONCENTRACIÓN SOLAR MEDIANTE COLECTORES CILINDRO PARABÓLICOS .......................................................................................... 23 2.1 Introducción ..................................................................................................... 23 2.2 Descripción de componentes del colector .................................................. 26 2.2.1 La cimentación y la estructura soporte ................................................. 26 2.2.1.1 LS-3 ........................................................................................................ 26 2.2.1.2. Solargenix ............................................................................................ 27 2.2.1.3 Eurotrough .......................................................................................... 27 2.2.2 El reflector cilindro parabólico ................................................................. 29 2.2.1.1 Chapa metálica ................................................................................. 30 2.2.1.2 Vidrio .................................................................................................... 30 2.2.1.3 Plástico ................................................................................................. 30 2.2.3 El Tubo Absorbedor o Receptor ............................................................. 31 2.2.4 El sistema de seguimiento solar ............................................................... 33 2.3 Fluidos caloportadores utilizados en los colectores CCP............................ 35 Página 2 CAPÍTULO 3: GENERACIÓN DIRECTA DE VAPOR EN COLECTORES CILINDRO PARABÓLICOS ........................................................................................................... 37 3.1 Introducción ..................................................................................................... 37 3.2 Termodinámica básica de la Generación Directa de Vapor ................... 38 3.2.1 Procesos básicos de Generación Directa de Vapor ........................... 39 3.3 Evolución de la generación directa de vapor en colectores cilindro parabólicos ................................................................................................................... 42 3.3.1 El proyecto ATS ........................................................................................... 42 3.3.2 El proyecto HIPRESS ................................................................................... 43 3.3.3 El proyecto GUDE ...................................................................................... 43 3.3.4 El proyecto PRODISS .................................................................................. 44 3.3.5 El proyecto DISS.......................................................................................... 44 3.3.6 Proyecto INDITEP y la planta Puertollano GDV ..................................... 47 CAPÍTULO 4: TECNOLOGÍA DE CONCENTRACIÓN SOLAR MEDIANTE COLECTORES LINEALES FRESNEL ...................................................................................................... 51 4.1 Introducción ...................................................................................................... 51 4.2 Componentes de un colector linear Fresnel ................................................ 53 4.2.1 Cimentación y estructura de soporte .................................................... 53 4.2.2 Sistema de seguimiento solar .................................................................. 53 4.2.3 Reflector primario ...................................................................................... 53 4.2.4 Tubo absorbedor ....................................................................................... 55 4.2.5 Reflector secundario ................................................................................. 56 4.3 Esquema de una planta de colectores Fresnel ........................................... 58 4.4 Evolución de la tecnología de concentración solar mediante colectores lineales fresnel ............................................................................................................... 58 4.4.1 Evolución en el diseño del colector ........................................................ 59 4.4.2 Instalaciones con colectores fresnel....................................................... 59 4.4.2.1 El prototipo de Solarmundo en Bélgica .......................................... 60 4.4.2.2 Liddel Solar Thermal Station .............................................................. 60 4.4.2.3 Kimberlina Solar Thermal Energy Plant ............................................ 62 4.4.2.4 Lazo Fresdemo .................................................................................... 63 4.4.2.5 La central de Puerto Errado (PE1 y PE2) .......................................... 64 4.4.2.6 Kogan Creek Solar Boost Project .................................................... 67 Página 3 CAPÍTULO 5: DIMENSIONADO BÁSICO DE UNA CENTRAL DE GENERACIÓN DIRECTA DE VAPOR ................................................................................................... 68 5.1 Introducción ...................................................................................................... 68 5.2 Ventajas e inconvenientes (GDV vs HTF) ....................................................... 68 5.3 Ventajas e inconvenientes (Fresnel vs CCP-GDV) ....................................... 70 5.4 Dimensionado de una central con colectores lineales Fresnel ................. 71 5.4.1 Ubicación geográfica. Análisis del potencial solar de un emplazamiento ........................................................................................................ 72 5.4.1.1 Conceptos generales sobre radiación ........................................... 72 5.4.1.2 Análisis y elección de los distintos emplazamientos ..................... 77 5.4.1.3 Elección final del emplazamiento ................................................... 79 5.4.2 Potencia nominal. Dimensionado de la instalación ............................ 79 5.4.3 Tipo de colector y tubo absorbedor ...................................................... 80 5.4.4 Turbinas de vapor utilizadas ..................................................................... 80 5.4.5 Apoyo fósil .................................................................................................. 80 5.4.6 Sistema de almacenamiento .................................................................. 81 5.4.7 Tamaño del campo solar ......................................................................... 82 5.5 Análisis termodinámico del ciclo de potencia ......................................... 89 CAPÍTULO 6: ANÁLISIS DE RESULTADOS Y ESTUDIO ECONÓMICO ........................ 103 6.1 Introducción .................................................................................................... 103 6.2 Análisis de resultados ...................................................................................... 103 6.3. Estudio económico ......................................................................................... 105 6.3.1 Costes ........................................................................................................ 106 6.3.1.1 Inversión inicial .................................................................................. 106 6.3.1.2 Costes anuales de Operación y Mantenimiento .............................. 106 6.3.1.2 Gastos de seguro y de impuestos .................................................. 106 6.3.2 Ingresos ...................................................................................................... 107 6.3.3 Análisis de viabilidad económica ......................................................... 109 6.3.3.1 Introducción ...................................................................................... 109 6.3.3.2 Datos de partida .............................................................................. 111 6.3.3.3 Resultados económicos .................................................................. 113 6.3.3.4 Estudio de sensibilidad económica ............................................... 113 6.3.4 LEC (Levelized Energy Cost) .................................................................. 117 Página 4 6.4 Comparativa ante una central CCP-GDV ................................................ 119 CAPÍTULO 7: CONCLUSIONES ................................................................................. 122 7.1 Introducción ................................................................................................... 122 7.2 Conclusiones del estudio realizado .............................................................. 123 7.3 Futuras líneas de I+D ....................................................................................... 123 7.4 Conclusión final del autor .............................................................................. 124 BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................... 125 ANEXO Hoja de características de la planta Puerto Errado 2 ......................................... 128 Página 5 LISTADO DE FIGURAS Figura 1: Procedencia de las fuentes de energía renovables _________________________ 8 Figura 2: Panel fotovoltaico ________________________________________________________ 9 Figura 3: Lazo Fresdemo situado en la PSA_________________________________________ 12 Figura 4: Funcionamiento de un colector cilindro-parabólico _______________________ 13 Figura 5: Esquema de central de torre con sales fundidas utilizada en los proyectos Solar Two y Solar Tres _____________________________________________________________ 14 Figura 6: Vistas anterior y posterior del colector Eurodish en la PSA __________________ 15 Figura 7: Parámetros básicos de un colector CCP _________________________________ 23 Figura 8: Vista posterior de los colectores LS-2(izquierda) y LS-3 (derecha) ___________ 27 Figura 9: Vista posterior de la estructura Eurotrough ________________________________ 28 Figura 10: Estructura SKAL-ET instalada en la planta Andasol-1 ______________________ 29 Figura 11: Esquema del tubo receptor de un colector LS-3 (Solel Solar Systems) ______ 32 Figura 12: Diseño del tubo de Siemens UVAC 2010 _________________________________ 32 Figura 13: Diseño del tubo Schott PRT 70 ___________________________________________ 33 Figura 14 Esquema de un CCP con disposición Norte-Sur ___________________________ 34 Figura 15: Diagrama T-S de un ciclo Rankine básico ________________________________ 38 Figura 16: Esquema de componentes y Diagrama T-S de un ciclo Rankine con recalentamiento intermedio ______________________________________________________ 39 Figura 17: Esquema de los tres procesos básicos GDV, con sus ventajas e inconvenientes __________________________________________________________________ 41 Figura 18: Esquema simplificado de la planta DISS en la PSA ________________________ 45 Figura 19: Planta DISS en la PSA ___________________________________________________ 46 Figura 20: Esquema del campo solar de la planta DISS tras la ampliación del campo solar ____________________________________________________________________________ 48 Figura 21: Esquema general de la planta GDV pre-comercial diseñada en el proyecto INDITEP __________________________________________________________________________ 49 Figura 22: Esquema simplificado de la planta Puertollano GDV _____________________ 50 Figura 23 : Planta fresnel "Kimberlina", en California (Ausra Inc.) _____________________ 51 Figura 24: Comparación entre una lente de Fresnel y una normal __________________ 52 Figura 25: Esquema simplificado de la trayectoria de los rayos solares ______________ 54 Figura 26: Reflector primario de la planta PE1 ______________________________________ 54 Figura 27: Mediciones de eficiencia óptica en la planta PE1 _______________________ 55 Figura 28: Tabla de características de un tubo absorbedor CSP10 Zytech ___________ 56 Figura 29: Esquema simplificado del reflector secundario en la planta PE1 __________ 56 Página 6 Figura 30: Trazado de rayos en el colector secundario, los rojos llevan el 90% de la intensidad incidente porque han atravesado el cristal y los marrones el 81% porque han sido reflejados en el secundario. _____________________________________________ 57 Figura 31: Esquema de la planta Puerto Errado 1, en Calasparra (Murcia) __________ 58 Figura 32: Esquema de la reflexión solar con inclinación alterna de los reflectores primarios ________________________________________________________________________ 59 Figura 33: Instalación de Solarmundo _____________________________________________ 60 Figura 34: Planta Liddel en Australia _______________________________________________ 61 Figura 35: Vista aérea de la planta Kimberlina _____________________________________ 62 Figura 36: Foto del colector FRESDEMO en la PSA __________________________________ 63 Figura 37: Fotografía del campo solar de la planta PE1 ____________________________ 64 Figura 38: Limpieza automatizada de los espejos en la PE1 _________________________ 65 Figura 39: Estado de las obras de la planta PE2 en Abril de 2011 ____________________ 66 Figura 40: Vista aérea de la planta de carbón y esquema de la situación de la planta CLFR ____________________________________________________________________________ 67 Figura 41: Radiación que llega a la superficie de laTierra ___________________________ 73 Figura 42: Gráficas de las medidas de radiación en un día sin nubes (izquierda) y otro con nubes (derecha). (Fuente: Junta de Andalucía) _______________________________ 74 Figura 43: Valores medios de radiación solar en el mundo __________________________ 76 Figura 44: Valores medios anuales de radiación solar directa en el mundo __________ 76 Figura 45 Mapa de las distintas zonas climáticas en España, según IDAE ____________ 77 Figura 46: Diagrama de rendimiento de un colector termosolar ____________________ 83 Figura 47: Esquema de componentes de la planta PE2 ____________________________ 89 Figura 48: Diagrama de un ciclo Rankine básico ___________________________________ 90 Figura 49: Ciclo termodinámico del agua en la central de estudio __________________ 91 Figura 50: Vista al detalle del punto 6 de equilibrio termodinámico de ambos flujos __ 92 Figura 51: Vista al detalle del punto 2 _____________________________________________ 93 Figura 52: Proceso adiabático irreversible que tiene lugar en las turbinas ____________ 93 Figura 53: Proceso de bombeo entre los puntos 6 y 7 ______________________________ 94 Figura 54: Tabla de propiedas termodinámicas del ciclo (programa EES) ____________ 95 Figura 55: Datos de Radiación en el emplazamiento introducidos en el programa EES 96 Figura 56: Gráfica de la RDN en el emplazamiento ________________________________ 96 Figura 57: Gráfica de la radiación útil en la central ________________________________ 98 Figura 58: Gráfica de la generación eléctrica mensual ____________________________ 104 Figura 59: Producción eléctrica total clasificada por horas ________________________ 105 Figura 60: Precio medio de la electricidad 2007-2010 (OMEL) ______________________ 108 Página 7 RESUMEN Este proyecto fin de carrera va a tratar sobre la generación directa de vapor en colectores solares y estudiará su viabilidad como fuente de generación eléctrica. La novedad de este proyecto radica en que no existe actualmente ninguna planta comercial de generación directa de vapor. Tan solo existen lazos de pruebas y plantas de demostración que nos dan una idea de la viabilidad de estas tecnologías. Así pues, parece especialmente interesante hacer una comparativa entre los sistemas de concentración, describiendo sus componentes y analizando las ventajas e inconvenientes de las distintas opciones. En este proyecto se ha hecho especial hincapié en los colectores lineares Fresnel por ser la opción menos estudiada en la actualidad. Se ha dimensionado una planta de 45 MW con este tipo de tecnología, estudiando su viabilidad técnica y económica. También se ha hecho una comparativa frente a otros estudios de Generacón Directa de Vapor en instalaciones de CCP. Para hacer este estudio de la instalación de colectores fresnel se han analizado las plantas de demostración actualmente construidas y los proyectos de plantas futuras. También se ha hecho uso de herramientas informáticas como los programas Termograf y EES con el fin de analizar los ciclos termodinámicos que tienen lugar en dichas plantas. En los dos últimos capítulos, el proyecto se centra en estudiar los resultados obtenidos y analizar las conclusiones extraídas de esos resultados. Página 8 CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN A LA ENERGÍA SOLAR TERMOELÉCTRICA 1.1 La energía solar Se conoce como energía solar al aprovechamiento por parte del ser humano de la radiación proveniente del Sol. La energía solar constituye el germen para el nacimiento de todas las demás energías. El sol es la única fuente de la cual proceden todas las demás fuentes de energía que conocemos, desde los combustibles fósiles, la eólica, la biomasa, hasta la energía mareomotriz. El tiempo de generación que tienen unas y otras es el que marca su división en fuentes de energía renovables y no renovables. En la siguiente figura podemos ver un esquema de fuentes de energías renovables y su procedencia del Sol. Figura 1: Procedencia de las fuentes de energía renovables Como muestra la Figura 1, hay un grupo de energía energías que realiza el aprovechamiento directo de la energía proveniente del Sol. A este grupo es al que se conoce propiamente como Energía Solar. Página 15 1.2.1.4 Discos parabólicos Los discos parabólicos son espejos tipo paraboloide de revolución, que se mueven de forma que siempre están orientados al Sol. Utilizan la tecnología de concentración puntual. En el punto focal del paraboloide se ubica un motor Stirling que transforma la radiación solar en energía eléctrica. Este cuarto tipo es con el que se consiguen razones de concentración más altas, entre 1000 y 5000. También es con el que se consiguen mayores temperaturas de operación, entre 650ºC y 800ºC. El fluido de trabajo puede ser helio, hidrógeno, aire o incluso metal líquido como el sodio. En la Figura 6 se puede ver un tipo de colector de disco parabólico llamado Eurodish que actualmente se encuentra en pruebas en la Plataforma Solar de Almería. Figura 6: Vistas anterior y posterior del colector Eurodish en la PSA Página 16 1.2.2 Situación de la Energía Solar Termoeléctrica en España 1.2.2.1 Cronología De forma resumida, la historia de la energía termosolar en España empieza en la Plataforma Solar de Almería en los años 80. Con la llegada del Real Decreto 436/2004 se da un primer impulso al sector. Este Real Decreto, además de asegurar las condiciones económicas para la vida útil de la central, elevó el precio de la energía eléctrica producida. El impulso definitivo a la energía termosolar se da a partir de la publicación del Real Decreto 661/2007, que favorece la creación de nuevas plantas y del que hablaremos posteriormente. La última regulación en el sector se hace a través del necesario Real Decreto Ley 6/2009. Actualmente, España es el mayor productor mundial de energía solar termoeléctrica con 432 MW de potencia instalada. Un total de 11 centrales en funcionamiento, cerca de 20 en construcción avanzada y un gran número de centrales en proyecto, atestiguan el gran desarrollo de este sector en nuestro país. El conjunto de plantas inscritas en el registro de pre-asignación de retribución permitirá alcanzar una potencia cercana a 2500 MW en 2013. La inversión realizada por las empresas para la puesta en marcha de las centrales asciende ya a cerca de 2.500 millones de euros. Esta cifra rondará los 15.000 millones de euros acumulados en 2013. Por entonces, se calcula que operarán en España un total de 60 centrales termosolares de diferentes tecnologías y tamaños. España es hoy líder mundial en este sector y las empresas responsables están comenzando a participar en ambiciosos proyectos en muchas regiones del mundo (EE.UU., Norte de África, Oriente Medio, China, India, Australia…). Además, a esta expansión de la energía termosolar, están contribuyendo también sus mayores fortalezas, como son su gestionabilidad y su capacidad de almacenamiento. Éstas son fundamentales para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico español. De esta forma las centrales solares termoeléctricas son capaces producir energía incluso en horas sin radiación solar y de almacenar energía cuando no existe demanda en la red eléctrica. Página 17 1.2.2.2 Aspectos legislativos Al estudiar las energías renovables, y más concretamente la energía solar termoeléctrica, es necesario analizar cuáles son los motivos de que no se haya apostado decididamente por esta energía limpia y se hayan primado, de un modo u otro, las contaminantes. La respuesta está en los elevados costes iniciales de capital, los mayores riesgos financieros, los tecnológicos y la forma en que ha estado regulado el sector. Como resultado de las barreras existentes se hace imposible que las tecnologías solares termoeléctricas emerjan sin apoyo público. Por tanto, una legislación que cree incentivos continúa siendo necesaria para la competitividad de esta energía limpia, algo que no es exclusivo de las tecnologías solares de concentración. El papel de la administración es regulador. La existencia de barreras en el mercado supone la razón principal por la que las intervenciones políticas son necesarias para el desarrollo de las renovables. La administración debe hacer algo para evitar los efectos nocivos de la producción de energía de modo convencional. La forma de aplicar estas medidas serían los incentivos a la producción o los acuerdos de compra de energía. En California, a mediados de los ochenta del siglo XX, un acuerdo con el sector público local, en combinación con incentivos fiscales y de inversión, permitió la construcción de las conocidas plantas SEGS en apenas unos años. En España hace ya tiempo que funciona el Régimen Especial que prima las actividades energéticas menos contaminantes o renovables. La última de las regulaciones ha sido el Real Decreto 661/2007 de 25 de mayo que incluye, como no podía ser de otro modo, la energía solar termoeléctrica. 1.2.2.2.1 Real Decreto 661/2007 El Real Decreto 661/2007 regula la producción de energía eléctrica en régimen especial donde se incluyen las renovables, entre ellas la energía solar termoeléctrica. Dota al sector de una cierta estabilidad necesaria para el cumplimiento de los objetivos previstos para el año 2020 tanto a nivel estatal como europeo. Estos objetivos son bien conocidos por todos pero cabe recordarlos, se trata de la iniciativa 20-20-20. Página 18 La Unión Europea deberá reducir los gases de efecto invernadero en, al menos, un 20 % y debe incrementar hasta un 20 % la cuota de energías renovables en el consumo energético de aquí al año 2020. Hablando de nuestro país, el Real Decreto 661/07 reemplaza y mejora al anterior Real Decreto 436/2004. Sin embargo, se permite que las instalaciones que así lo deseen puedan acogerse a la antigua regulación o se incorporen paulatinamente a la nueva. En el segundo artículo del RD 661/07 se recoge el ámbito de aplicación del documento. De este modo podrán acogerse al régimen especial las instalaciones de producción de electricidad contempladas en el artículo 27.1 de la Ley 54/1997 de 27 de noviembre. Éstas se clasifican en una serie de categorías, grupos y subgrupos en función de las energías primarias utilizadas, tecnologías de producción y rendimientos energéticos. La energía solar termoeléctrica queda recogida en el grupo b.1 al utilizar como energía primaria la radiación solar y en el subgrupo 1.2 debido a que utilizan “únicamente procesos térmicos para la transformación de la energía solar, como energía primaria, en electricidad”. Por otro lado, en las instalaciones solares termoeléctricas podrán emplearse “equipos que utilicen un combustible para el mantenimiento de la temperatura del fluido trasmisor de calor para compensar la falta de irradiación solar que pueda afectar a la entrega prevista de energía” con lo que se abre la puerta a la hibridación de recursos fósiles, principalmente gas natural, y energía solar. Aunque puntualiza el documento que “la generación eléctrica a partir de dicho combustible deberá ser inferior, en cómputo anual, al 12 por ciento de la producción total de electricidad si la instalación vende su energía de acuerdo a la opción a) recogida en el artículo 24.1 de este real decreto”. Por otro lado, el “porcentaje podrá llegar a ser del 15 por ciento si la instalación vende su energía de acuerdo a la opción b) del citado artículo 24.1”. El artículo 24.1 recoge los mecanismos de retribución de la electricidad producida en régimen especial y ofrece la elección entre la cesión de la electricidad “al sistema a través de la red de transporte o distribución, percibiendo por ella una tarifa regulada, única para todos los periodos de programación” y la venta “en el mercado de producción de energía eléctrica” recibiendo una prima complementaria. La tarifa regulada consiste en “una cantidad fija, única para todos los periodos de programación y que se determina en función de la categoría, grupo y subgrupo al que pertenece la instalación, así como de su potencia instalada y, en su caso, antigüedad desde la fecha de puesta en servicio”. La Página 19 prima a la que se refiere la primera opción del artículo 24 supone una “cantidad adicional al precio que resulte en el mercado organizado o el precio libremente negociado por el titular o el representante de la instalación”. Por otro orden de cosas, el RD661/07 establece como objetivo para la potencia instalada del subgrupo b.1.2 un valor de 500MW. Este supera ampliamente los 200MW del RD436/04, una cifra a todas luces insuficiente. 1.2.2.2.2 Real Decreto Ley 6/2009 Ante la rapidez con que se van alcanzando los objetivos de potencia instalada marcados en el Real Decreto 661/07 y con el fin de frenar la especulación, el Ministerio de Industria incluyó nuevas condiciones para que las plantas termosolares se pudiesen incluir en el régimen especial. Estas condiciones se plasman en el Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono social. Este nuevo RDL obliga a que las instalaciones sean incluidas en un registro de pre-asignación. Para ello se exigen varias condiciones, siendo las siguientes las más representativas: − disponer de recursos económicos propios o ajenos para acometer el 50% de la inversión de la instalación − alcanzar acuerdos de compra con proveedores de equipos por un importe de al menos un 50% del coste total de todos los equipos de la planta − depositar un aval de 100€/kW (esto es, 5M€ para una termosolar de 50MW) − disponer de varios permisos y licencias críticos (licencia de obras de la administración local, punto de conexión en la red de transporte, punto de suministro de gas, informe favorable de aprovechamiento de agua) La lista se confecciona por orden cronológico hasta cubrir el cupo, teniendo en cuenta para dicho cálculo la fecha más reciente de la documentación de cada petición. Este Real Decreto Ley también hace referencia a otros aspectos del mercado energético. Entre sus capítulos podemos destacar: la financiación del déficit de tarifa, las bonificaciones en las facturas domésticas y la financiación en la gestión de residuos radiactivos. Página 20 1.2.2.2.3 Real Decreto 1565/2010. El Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial no genera grandes cambios en sus predecesores. Sí contiene puntos interesantes para energía solar termoeléctrica, como el contenido en su disposición adicional tercera, que anuncia la posibilidad de establecer un régimen económico específico para instalaciones innovadoras de este tipo de tecnología. Esta disposición establece también, para plantas lo suficientemente innovadoras, una potencia techo de hasta 80 MW, superando de esta forma el techo de 50 MW establecido en el RD 661/2007 para instalaciones de régimen especial. Otros puntos a tener en cuenta de este Real Decreto son: • Obligatoriedad de funcionamiento de las plantas de EST en la opción de tarifa regulada durante su primer año de operación. • Retraso en la entrada en operación de las plantas termosolares con respecto a la fecha prevista en la ordenación de los proyectos inscritos al registro de pre-asignación del RD 6/2009, lo que supondrá un ahorro para el sistema por diferimiento de costes. • Limitación del número de horas equivalentes de funcionamiento con derecho a prima de las instalaciones, que van desde las 2350 horas equivalentes/año para la tecnología de disco Stirling hasta las 6450 horas equivalentes/año de las plantas de receptor central con capacidad de almacenamiento de 15 horas. La Asociación Española de la Industria Solar Termoeléctrica (Protermosolar) ha mostrado su satisfacción con este Real Decreto Página 21 1.2.2.3 Centrales en funcionamiento y previstas en España Página 22 1.2.2.3.1 Centrales clasificadas por tecnologías: CCP En operación ANDASOL1 ANDASOL2 PUERTOLLANO LA RISCA EXTRESOL SOLNOVA1 SOLNOVA3 LA FLORIDA SOLNOVA4 En construcción ANDASOL3 MAJADAS PALMA DEL RÍO 1 PALMA DEL RÍO 2 LA DEHESA MANCHASOL1 EXTRESOL2 HELIOENERGY1 HELIOENERGY2 LEBRIJA1 TERMESOL-50 ARCOSOL-50 TORRE CENTRAL PS10 PS20 GEMASOLAR FRESNEL PUERTO ERRADO 1 PUERTO ERRADO 2 Página 23 CAPÍTULO 2: TECNOLOGÍA DE CONCENTRACIÓN SOLAR MEDIANTE COLECTORES CILINDRO PARABÓLICOS 2.1 Introducción Un colector cilíndrico-parabólico es, básicamente, un reflector especular con forma de sección de cilindro cuya función es concentrar la radiación directa sobre un tubo absorbente, que se encuentra en su línea focal, por el que circula el fluido. El propósito del colector es elevar la temperatura de este fluido y, de este modo, convertir la radiación solar en energía térmica. Un colector cilindro parabólico presenta unos índices de concentración de entre 30 y 80 soles (número de soles es sinónimo de razón de concentración). Por otro lado, una instalación de producción de energía eléctrica que emplee esta tecnología presenta generalmente una potencia unitaria de entre 30 y 80MW. Desde un punto de vista óptico, un colector cilindro parabólico está constituido por una superficie de espejo cilíndrica -cuya sección recta es una parábola- y por el mencionado receptor situado en su línea focal. En el esquema de la Figura 7 se pueden ver los parámetros básicos que definen a un colector CCP. Figura 7: Parámetros básicos de un colector CCP Página 24 En los CCP convencionales se utiliza aceite térmico como fluido receptor. Una vez calentado hasta unas temperaturas que ronden los 400ºC, éste es bombeado a una serie de intercambiadores de calor que van a generar vapor sobrecalentado que será convertido en energía eléctrica mediante un grupo de turbinas conectadas a un alternador en un ciclo de vapor convencional o ciclo combinado de vapor y gas. La investigación en el campo de los colectores cilindro parabólicos se ha ido orientando hacia la producción de electricidad y al cabo de un tiempo surgió lo que es una prueba fiable de la madurez tecnológica de los colectores CCP: las plantas termosolares SEGS (Solar Electric Generating System), en California, con una extensión aproximada de 2.5 millones de metros cuadrados y una potencia neta total de 340 MW e . Estas plantas surgieron paralelamente con otros proyectos de demostración de producción de electricidad a partir de energía solar, principalmente en Europa (Eurelios en Italia, Themis en Francia, SSPS y CESA–1 en España). Todas estas plantas nacieron impulsadas por el aumento que experimentó el precio del petróleo en los años 70. No obstante, su posterior abaratamiento en los años 80 evidenció la necesidad de reducir los costes e incrementar la eficiencia de los sistemas solares con CCP para conseguir la competitividad necesaria frente a los sistemas convencionales basados en combustibles fósiles. La tecnología utilizada en las plantas SEGS, y en la totalidad de plantas comerciales construidas hasta ahora, se denomina Heat Transfer Fluid (HTF). Está técnica consiste en utilizar un medio de transferencia de calor (generalmente aceite sintético) que transporta la energía térmica que capta en los CCP hasta el bloque de potencia donde, mediante un intercambiador de calor, dicha energía es aprovechada para alimentar un ciclo de Rankine de agua-vapor. Sin embargo, en este proyecto, la tecnología que se va a estudiar y comparar en detalle es la denominada Generación Directa de Vapor (GDV). Ésta consiste en utilizar agua como fluido de trabajo y generar en los propios colectores solares el vapor que se requiere para el proceso industrial. De esta manera, no hay necesidad de un fluido intermedio (aceite) ni del intercambiador de calor que requiere la tecnología HTF. Todo esto da lugar a una sensible reducción de costes y al aumento de la eficiencia global del sistema. Esta tecnología se ha estudiado en diversos lazos de pruebas, pero éstos no han conducido a la implementación comercial de la tecnología por diversas cuestiones técnicas que resultan esenciales para que el proceso sea viable. Entre dichas cuestiones están los gradientes de temperatura y el estrés que se produce en los tubos absorbedores. También es necesario investigar Página 31 transporta la deterioran en gran medida. Por otro, al grado de ensuciamiento, que es mayor que en los espejos de vidrio, afectando todo esto a la eficiencia óptica del dispositivo. 2.2.3 El Tubo Absorbedor o Receptor Se ubica en la línea focal del colector cilindro parabólico, unido y sujeto a la estructura mediante unos brazos soporte. Su función es absorber la energía procedente de la radiación solar hasta el fluido caloportador. El tubo absorbedor es una parte fundamental de la instalación, de su óptimo funcionamiento depende, en gran medida, el buen rendimiento del colector. El receptor lineal está constituido por dos tubos concéntricos: uno interior metálico, por el que circula el fluido calorífero, y otro exterior, de cristal. Entre ambos tubos se hace vacío. Se dota al tubo metálico con un recubrimiento selectivo que le aporta una elevada absortividad (~94%) de la radiación solar y una escasa emisividad en el espectro infrarrojo (~15). Las superficies selectivas que se utilizan son compuestos de cermet (cerámico + metálico). El tubo de cristal que rodea al tubo interior metálico debe cumplir dos objetivos: proteger la superficie selectiva de las incidencias meteorológicas, y minimizar las pérdidas térmicas por convección. Este tubo suele llevar un tratamiento antireflexivo para aumentar su transmisividad y el rendimiento óptico del colector. Los extremos del tubo de vidrio se unen, mediante una soldadura vidrio– metal, a un fuelle metálico que va soldado por su otro extremo al tubo metálico interior. Entre ambos tubos se hace el vacío para que no se degrade la superficie selectiva, por lo que existe un espacio anular estanco entre el tubo interior metálico y el tubo exterior de vidrio. Para conseguir el vacío, se conecta una bomba de vacío a una pequeña toma que existe en la cubierta de vidrio (oliva de evacuación), la cual se sella cuando se ha terminado la operación. En la Figura 11 se pueden preciar claramente todas las partes un tubo absorbedor. Página 32 Figura 11: Esquema del tubo receptor de un colector LS-3 (Solel Solar Systems) (Fuente: Flabeg Solar Internacional, http://www.flabeg.com/index.html ) En la actualidad existen dos modelos comerciales de tubo absorbedor para plantas solares termo-eléctricas: el de la empresa alemana Schott y el de la empresa israelí Solar Solar Systems (ahora recién adquirida por Siemens). El SIEMENS UVAC 2010 utiliza diferentes recubrimientos selectivos cermet, eliminando el riesgo de oxidación por pérdida de vacío. Incorpora además un revestimiento interno reflectante que protege el interior de la soldadura vidrio– metal durante condiciones de operación de bajos ángulos solares. Con este nuevo modelo, Siemens garantiza un absortividad de sus tubos mayor o igual del 96% y una emisividad menor o igual del 9% a 400ºC. Figura 12: Diseño del tubo de Siemens UVAC 2010 El fabricado por la empresa alemana SCHOTT se denomina Schott PTR 70. Página 33 El PTR 70 incorpora un novedoso recubrimiento antirreflectante, que es resistente de forma duradera a la abrasión y, al mismo tiempo, deja pasar más del 96% de la radiación solar. Este recubrimiento presenta un grado de absorción de aproximadamente el 95% y emite un máximo de 10% de radiación térmica a una temperatura de aprox. 400 °C, un valor de emitancia que correspondería a unas pérdidas de 250-350 W/m. Figura 13: Diseño del tubo Schott PRT 70 2.2.4 El sistema de seguimiento solar Para un óptimo aprovechamiento de la radiación solar, los colectores deben estar orientados adecuadamente en cada momento del día. Para conseguir esto se debe dotar al campo solar de un sistema de seguimiento que garantice la mejor captación de la componente directa de la radiación solar. Las posibilidades son las siguientes: − Disposición Este-Oeste del colector, que realiza el seguimiento cenital(N-S) del Sol. De esta forma se tiene poca recepción en amaneceres y atardeceres de todo el año, pero máxima captación durante los mediodías.  Disposición Norte-Sur del colector, que realiza el seguimiento acimutal(E-O) del Sol. Con ello, se obtiene una óptima captación a lo largo de todo el día durante los meses de verano, aunque poca captación durante el invierno. Página 34 La producción anual es mayor con la segunda, la orientación N-S del colector. Esto es, realizando el seguimiento E-O al sol desde que amanece hasta que anochece. Con esto, el 70% de la producción se genera en verano. Así pues, esta es la disposición utilizada en todas las plantas solares CCP en funcionamiento y las que se encuentran en construcción. Se puede ver un esquema de esta orientación en la siguiente figura. Figura 14 Esquema de un CCP con disposición Norte-Sur La rotación de los módulos requiere de un mecanismo de accionamiento que mueva el colector con la posición del Sol. Este mecanismo puede ser hidráulico (el más habitual) o eléctrico. Un único mecanismo modifica la posición de varios módulos concentradores conectados en serie, siendo operados éstos como un solo elemento. El ensamblaje de varios colectores conectados en serie que se mueven con el mismo motor se denomina Solar Colector Assembly (SCA). Dependiendo del modelo, un SCA puede tener 8 módulos o 12 módulos, con longitudes de 100 o 150 metros respectivamente. Página 35 Una vez analizada la estructura de un colector, es conveniente hablar sobre otro aspecto importante en las instalaciones de energía solar termoeléctrica: los distintos fluidos de transferencia de calor que pueden ser empleados. 2.3 Fluidos caloportadores utilizados en los colectores CCP Los colectores CCP necesitan un fluido de transferencia de calor que, al discurrir a través del tubo receptor, absorbe en forma de energía térmica la radiación procedente del Sol, y la traslada hasta el bloque de potencia. El tipo de fluido calorífero que se utiliza determina el rango de temperaturas de operación del campo solar y, consecuentemente, el rendimiento que se puede obtener en el ciclo de potencia. La principal ventaja de la tecnología solar termoeléctrica es su capacidad para almacenar energía térmica de forma que pueda ser utilizada en períodos sin radiación solar directa. El almacenamiento térmico implica un gran sobredimensionamiento del campo solar y un sensible aumento del factor de capacidad anual de la planta. En condiciones de buena insolación, un campo de colectores CCP tiene un factor anual de capacidad del 25%. Con almacenamiento térmico, este factor de capacidad se puede incrementar hasta el 50% o incluso más. Aunque se están desarrollando componentes para trabajar a más altas temperaturas, el nivel térmico más utilizado para trabajar con colectores cilindro parabólicos es 150 ºC- 400 ºC. Para temperaturas superiores, las pérdidas térmicas en este tipo de colectores son demasiado elevadas. Cuando las temperaturas que deseamos alcanzar son moderadas (< 175ºC), el agua desmineralizada como fluido de trabajo es una buena opción que no trae grandes problemas, ya que la presión de trabajo no es excesiva. Sin embargo, cuando trabajamos a temperaturas más elevadas (hasta 400ºC) el aceite sintético es la mejor opción. La explicación a esto radica en que las temperaturas altas implican muy elevadas presiones en las tuberías si el fluido de trabajo es agua. Esto es debido a la necesidad de mantener el agua a una presión superior, en todo momento, a la de saturación correspondiente a la temperatura máxima que alcance el agua en los colectores solares. Si no lo hiciéramos el agua se evaporaría y no sería posible una buena circulación. Página 36 Utilizando aceite sintético, las presiones requeridas son mucho menores, dado que su presión de vapor a una temperatura dada es mucho menor que la del agua. Trabajar a menores presiones hace posible usar materiales más económicos para las tuberías y simplifica en gran medida la instalación y sus medidas de seguridad. De todos modos los aceites sintéticos tampoco son ideales para cualquier temperatura. Presentan siempre el inconveniente de la temperatura límite (400 ºC) por encima de la cual se degradan. Hasta hace relativamente poco tiempo, esto no era un inconveniente, pues la superficie selectiva de los tubos no aguantaba temperaturas más altas. Sin embargo se están desarrollando componentes avanzados para los tubos que aguantan mayor temperatura. En tal caso, el fluido de trabajo ya no puede ser aceite, sino sales fundidas o agua-vapor. Tanto si se utilizan sales fundidas como si el fluido utilizado es el aceite, la tecnología aplicada para producir electricidad se denomina Heat Transfer Fluid (HTF). Frente a esta tecnología, la utilización de agua directamente en los tubos absorbedores ha sido siempre una opción a tener en cuenta, a pesar del inconveniente de las altas presiones. Esta tecnología, denominada Generación Directa de Vapor (GDV), va a ser el tema en el que, a partir de este punto, se va a centrar el proyecto Página 37 CAPÍTULO 3: GENERACIÓN DIRECTA DE VAPOR EN COLECTORES CILINDRO PARABÓLICOS 3.1 Introducción Los sistemas de Generación Directa de Vapor en plantas de colectores cilindro parabólicos consiste en la utilización de agua como fluido que circula por el tubo absorbedor. Esta misma agua es la que se turbine para obtener electricidad y, con esto, se elimina la necesidad de un fluido intermedio de transferencia de calor en el campo solar. La generación directa de vapor incrementa el coste del sistema de tuberías, ya que la presión óptima del fluido de trabajo (vapor) se sitúa por encima de los 100 bar, sin embargo, la inversión global de la planta se reduce. Esto es debido a la eliminación de los cambiadores de calor intermedios para la generación de vapor, así como todos los elementos asociados al circuito del fluido de transferencia de calor (en el caso del aceite, sistema anti-incendios, tanque de expansión, sistemas calefactores para el tanque de almacenamiento, etc.) El rendimiento global se ve incrementado por varios factores: la ausencia del generador de vapor intermedio, las menores pérdidas térmicas y las mayores temperaturas y presiones de trabajo que se consiguen en el ciclo de potencia. Esta tecnología, supone, respecto de la convencional, un incremento del 7% en el rendimiento anual y una reducción del 9% en los costes del sistema solar, por lo que resulta una reducción del 10% en el coste equivalente de energía (LEC, Levelized cost of Energy). Estos datos se obtuvieron en un estudio para una planta de 10 MW e operando en unas condiciones concretas (Svodoba et al., 1997). Las variaciones efectivas dependerán de cada caso concreto La generación directa de vapor se ha estudiado y probado en la Plataforma Solar de Almería (PSA), en el proyecto DISS (DIrect Solar Steam). Aunque todavía quedan cuestiones sin resolver asociadas a esta tecnología, los resultados del proyecto DISS son bastante prometedores (Zarza et al., 2002), y actualmente se produce vapor a 100 bar en colectores LS-3, como se verá más adelante. Página 38 3.2 Termodinámica básica de la Generación Directa de Vapor El agua, en su transcurso por la planta termoeléctrica, atraviesa distintos estados siguiendo un ciclo termodinámico conocido como ciclo Rankine. Figura 15: Diagrama T-S de un ciclo Rankine básico En la Figura 15 podemos apreciar un ciclo Rankine básico, donde el agua pasa por cuatro estados termodinámicos diferentes. Pasa en primer lugar por el generador de energía térmica (los lazos colectores del campo solar) donde el agua recibe el aporte energía térmica que provoca su evaporación y sobrecalentamiento hasta la máxima temperatura de trabajo (punto 2 de la Figura 15). Posteriormente el vapor generado se dirige hacia la turbina de donde se expande generando la energía mecánica necesaria para mover el generador eléctrico (punto 3). A la salida de la turbina el agua se dirige al condensador, donde se produce de nuevo el paso a fase líquida del agua (punto 4). Finalmente, el agua es conducida a una bomba encargada de subir su presión hasta la necesaria en la entrada del colector (punto 1). Éste que se acaba de explicar es un ciclo Rankine básico, sin recalentamiento. Pero, para muchas aplicaciones se realiza un recalentamiento del vapor de agua, turbinándolo dos veces en diferentes Página 39 turbinas, una de alta y una de baja presión, es lo que se denomina ciclo Rankine con recalentamiento intermedio. Figura 16: Esquema de componentes y Diagrama T-S de un ciclo Rankine con recalentamiento intermedio Este recalentamiento se puede realizar una o varias veces, turbinándolo en tantas ocasiones como recalentamientos le realicemos al vapor. 3.2.1 Procesos básicos de Generación Directa de Vapor La Generación Directa de Vapor puede llevarse a cabo mediante tres procesos básicos, cada uno de los cuales con diferentes requerimientos en la configuración del campo solar. Estos procesos básicos se denominan: I) Un-Solo-Paso II) Inyección III) Recirculación Página 40 I) Un-Solo-Paso En el proceso Un-solo-paso toda el agua de alimentación se introduce al comienzo de la fila de colectores. De este modo el agua se precalienta, evapora y se sobrecalienta en un proceso sin interrupción, desde la entrada hasta la salida de la fila. Así pues, el caudal másico de vapor sobrecalentado que se produce coincide completamente con el caudal másico que entra al comienzo (véase Figura 17: Esquema de los tres procesos básicos GDV, con sus ventajas e inconvenientes Este proceso es el de menor coste y mayor simplicidad, ya que no requiere elemento auxiliar alguno. También es el que posee mayor rendimiento global, ya que se reducen las cargas parásitas. Sin embargo, el proceso de Un-Solo-Paso también es el que presenta más dudas sobre la estabilidad y controlabilidad del flujo bifásico en el interior de los tubos receptores. Esta configuración requiere un sistema de control muy eficiente que permita mantener constantes la presión y temperatura del vapor a la salida del campo solar aunque haya transitorios importantes en la irradiancia solar directa o cambios en la temperatura del agua de entrada. II) Inyección En este proceso únicamente una parte del agua de alimentación es introducida al principio de la fila de colectores y el resto se inyecta, en pequeñas cantidades, a lo largo de la fila de colectores (véase Figura 17). Gracias a esto se consigue una excelente controlabilidad del proceso y una cierta estabilidad de los parámetros del vapor sobrecalentado, incluso con fuertes variaciones de la radiación solar directa (Lippke, 1994) Los inconvenientes básicos del proceso de inyección son la mayor complejidad del sistema y el consecuente aumento de la inversión. Este proceso también tiene algunas restricciones en cuanto al caudal mínimo de operación, ya que éste se ha de mantener en todo momento por encima de un valor límite para evitar gradientes de temperatura demasiado elevados. III) Recirculación Esta tercera opción es la más conservadora. En este caso se sitúa un separador agua/vapor al final de la zona de evaporación en la fila de colectores. El caudal de agua de alimentación es superior al caudal de vapor sobrecalentado que se desea producir, de forma que sólo una fracción del agua que entra al circuito es convertida a vapor. El vapor es separado del Página 47 La planta DISS operó durante más de 2000 horas, desde enero de 1999 hasta diciembre del año 2000, en los modos de un-solo-paso y recirculación; durante el año 2001 el modo que se adoptó fue el de inyección. En estos años de operación conviene destacar los siguientes aspectos: 1) Errores en el seguimiento del Sol: se requiere una resolución más alta en los encoders y una muy precisa alineación norte-sur de la fila de colectores. 2) Buen funcionamiento de las juntas rotativas: aguantaron bien durante todo el período de experimentación, trabajando a 400ºC y 125 bar. 3) Mejoras en los tiempos de arranque y parada de la instalación: inicialmente se tardaba alrededor de 6 horas en el arranque, pero este tiempo se consiguió reducir al 50% 4) Buen control de la temperatura y presión de vapor 3.3.6 Proyecto INDITEP y la planta Puertollano GDV Tras el proyecto DISS, el siguiente paso lógico debía ser la optimización del proceso GDV y de sus componentes esenciales (separadores agua/vapor, juntas rotativas, esquemas de control, etc.), a la vez que se podía acometer el diseño de detalle de una primera central eléctrica termosolar pre-comercial que funcione con generación directa de vapor en el campo solar. Por estas razones, el proyecto INDITEP (Zarza et al., 2006) poseía cuatro objetivos básicos: 1) Realizar el diseño de detalle de una primera planta GDV comercial de 5 MWe 2) Optimizar y desarrollar componentes avanzados para hacer la tecnología GDV más competitiva (separadores agua/vapor compactos y económicos, almacenamiento térmico para GDV, etc.). 3) Caracterizar bajo condiciones solares reales los componentes más importantes para campos solares GDV. 4) Realizar un completo estudio socio-económico de la tecnología GDV, para analizar su potencial y las políticas de apoyo necesarias para su implementación comercial a gran escala. Página 48 Entre las actividades llevadas a cabo por la PSA dentro del proyecto INDITEP cabe destacar la mejora del campo solar de la planta experimental DISS con el fin de aumentar hasta 1 kg/s el caudal nominal de vapor a 100bar/395ºC. Para ello se aumentó su área de captación. Dos colectores cilindro parabólicos del modelo ET-100 se conectaron en serie a la fila de 11 colectores del proyecto DISS, tal y como se muestra en la Figura 20(colectores A y B). Figura 20: Esquema del campo solar de la planta DISS tras la ampliación del campo solar Dentro de los cuatro objetivos del proyecto INDITEP cabe centrarnos en el primero, el diseño de detalle de una planta GDV comercial de 5 MWe. Relativo a este tema, la PSA realizó la simulación del comportamiento anual de la planta solar termoeléctrica con generación directa de vapor cuyo diseño conceptual se hizo en el año 2003 (González, 2003). Para ello, los modelos del campo solar y del bloque de potencia de la planta, realizados por la PSA e IBERINCO respectivamente, fueron implementados en TRNSYS y se simuló el comportamiento de la planta en su conjunto a partir de los datos meteorológicos correspondientes a un año tipo de la PSA. La Figura 21muestra el esquema general simplificado de la planta GDV pre-comercial diseñada dentro del proyecto INDITEP. La potencia eléctrica bruta es de 5,47 MW, mientras que la potencia eléctrica neta del bloque de potencia es de 5,17 MW, con un rendimiento neto de 24,9%. El campo solar se compone de siete filas paralelas, compuesta cada una de ellas por diez colectores ET-II de 100 metros. Dentro de cada fila, la sección de evaporación y la de sobrecalentamiento se encuentran separadas por un separador agua/vapor. El área total de apertura del campo solar es de 38.385 m 2 , con una potencia térmica pico de 25 MW (Zarza et al., 2006) Página 49 Figura 21: Esquema general de la planta GDV pre-comercial diseñada en el proyecto INDITEP Una vez finalizado el proyecto INDITEP comenzó el proyecto ALMERÍA GDV en Enero 2006, con el fin de crear una planta pre-comercial de 5MWe en la PSA. Durante los primeros meses se realizó un plan de negocio que llegó a la conclusión de que una planta GDV de solo 5MWe no puede resultar rentable desde un punto de vista meramente comercial, por su pequeño tamaño y sus altos costes de mantenimiento. Esto llevó a reducir el tamaño de la planta hasta una potencia de 3 MWe, de modo que, aunque dicha planta tampoco resulte económicamente atractiva, se reduce de forma importante la inversión requerida sin merma de la validez de los resultados que en ella se obtengan. Así pues se redujo la extensión del campo solar y se rehízo el proyecto para 3MWe de potencia. Durante el año 2007 y 2008 el consorcio de empresas buscó financiación con ayudas públicas que dieron resultados infructuosos. Con lo que tuvo que acometerse el proyecto con recursos propios. Tras esta decisión, lo siguiente era conseguir la conexión a la red necesaria para la planta. Puesto que la única opción para poder evacuar desde la PSA los 3 MW e de la planta GDV era construir una nueva línea de media tensión, los socios del proyecto no tuvieron más remedio que desistir de construir la planta GDV en la PSA, ya que el extracoste de la nueva línea eléctrica hacía inviable económicamente el proyecto. Tras considerar diversas opciones de nuevos emplazamientos, los socios se decantaron por ubicar la planta GDV en el término municipal de Puertollano (Ciudad Real) junto a la planta solar termoeléctrica Ibersol de 50 MWe existente en dicho municipio. Ello obligó al cambio de nombre del Página 50 proyecto, pasándose a denominar “PUERTOLLANO GDV” en vez de “ALMERIA GDV. El comienzo de las obras está previsto el comienzo de las obras para octubre de 2010 y la puesta en marcha para mediados del año 2012. El coordinador del proyecto es Iberdrola Renovables. La actualización del presupuesto para este proyecto, llevada a cabo a finales del año 2009, ha dado la cifra de 20,8 millones de euros. Salvo la ubicación física de la planta, que se ha movido desde la PSA (Almería) a Puertollano (Ciudad Real), todas las demás características de esta planta GDV se siguen manteniendo. El esquema general propuesto para esta planta GDV es el mostrado en la figura siguiente. Figura 22: Esquema simplificado de la planta Puertollano GDV. Página 51 CAPÍTULO 4: TECNOLOGÍA DE CONCENTRACIÓN SOLAR MEDIANTE COLECTORES LINEALES FRESNEL 4.1 Introducción La concentración Solar mediante colectores lineales fresnel se basa en el mismo principio que la generación directa de vapor mediante colectores cilindro-parabólicos. Unos espejos cuasi-planos adecuadamente orientados reflejan la radiación solar hacia un tubo absorbedor, por el que circula agua que se calienta hasta altas temperaturas, se convierte en vapor y llega a unas turbinas que producen electricidad. La diferencia principal radica en la forma del colector, como sepuede ver en la Figura 23. Los colectores lineales fresnel se componen de largas filas de espejos planos (con una ligerísima curvatura) que actúan como lentes fresnel y un tubo absorbedor que se encuentra a una considerable altura (de 7 a 10 m. por encima). Figura 23 : Planta fresnel "Kimberlina", en California (Ausra Inc.) Página 52 Las lentes Fresnel son más delgadas que las convencionales porque en lugar de conseguir la desviación de los rayos mediante la diferencia de grosor del cristal entre los extremos y el centro, lo realiza con diferentes perfiles concéntricos. De esta manera, si en lugar de concentrar los rayos del sol con un gran espejo curvo lo hacemos con muchos espejos delgados y planos, con diferente orientación, tanto la estructura como los espejos son más fáciles de construir. Figura 24: Comparación entre una lente de Fresnel (1) y una normal (2) Los muchos espejos alargados que conforman el reflector primario giran durante el día siguiendo al sol, para concentrar la luz en un tubo absorbente que se encuentra encima de ellos. Este tubo está protegido por un cristal delantero y un espejo trasero que ayuda a aprovechar los rayos más oblicuos. Así pues, un colector linear fresnel está formado por los siguientes componentes (Mills y Morrison, 1999): 1. Cimentación y estructura de soporte 2. Sistema de seguimiento solar 3. Reflector primario 4. Tubo absorbedor 5. Reflector secundario Página 53 4.2 Componentes de un colector linear Fresnel 4.2.1 Cimentación y estructura de soporte Es simple y ligera, construida mediante perfiles estándar de acero galvanizado. En los sistemas Fresnel, esta estructura, tiene un diseño que disminuye los costes, el trabajo de limpieza y el peligro de avería en condiciones climáticas adversas. Para que el colector esté bien orientado es imprescindible que los cimientos no se muevan y la estructura de metal que lo sujeta esté bien fija. Por eso se excava para tener una base de cemento armado en la que se sujetan los perfiles de acero galvanizado. Tras montar la estructura, que suele tener el reflector primario a 1m de suelo y el secundario a una distancia entre 7 y 10m, se estabiliza con barras y tirantes. Después se montan los espejos y se comprueba que focalizan correctamente, entonces se puede terminar de asegurar la estructura con lechada anti‐contracciones en las uniones de las columnas con el suelo. (Rolf Bernhard et al., 2008) 4.2.2 Sistema de seguimiento solar Cada línea de espejos tiene una inclinación, pero al realizar el seguimiento del sol a lo largo del día todas realizan el mismo movimiento relativo. Por eso se pueden girar varias filas con un solo motor, que también se accionará cuando hay fuerte viento (espejos horizontales), granizo (verticales) o limpieza (también verticales para poder pasar entre filas). Los cojinetes se hacen asimétricos para que el centro de gravedad del espejo coincida con el eje, y en general todos los engranajes se someten a pruebas de resistencia en ambientes con mucho polvo y arena. En la planta PE1, se utiliza un motor DC de 40W para conducir 250m2 de campo solar (Selig, 2009) 4.2.3 Reflector primario Página 54 Los espejos alargados que conforman el reflector primario giran durante el día siguiendo al sol. Son los encargados de reflejar y concentrar la luz del Sol en el tubo absorbente que se encuentra encima de ellos, como se puede ver en la siguiente figura. Figura 25: Esquema simplificado de la trayectoria de los rayos solares La principal razón por la que los espejos fresnel son más baratos que los CCP radica en la forma de uno y otro. Un espejo plano es mucho más sencillo de producir que uno curvado y, por lo tanto, su coste es menor. La ilustración de la Figura 26 da una idea de su simplicidad respecto a un CCP. Figura 26: Reflector primario de la planta PE1 Página 55 No obstante, investigaciones demuestran que los espejos fresnel funcionan mejor si tienen una ligerísima curvatura (R=30m). La eficiencia óptica puede llegar a mejorar hasta un 13%. Esta curvatura se puede conseguir a través del curvado en frío, gracias a un sistema de vacío en el mismo lugar de montaje. Para asegurar que la superficie del espejo tiene la curvatura requerida, podemos ayudarnos de un scanner en 3D mediante fringe reflection technique, que proyecta líneas paralelas sobre la superficie a medir y recibe la luz reflejada gracias a una cámara digital. Cada línea está identificada y la anchura de su reflejo da idea de la inclinación de la superficie. (Haberle, 2003) Figura 27: Mediciones de eficiencia óptica en la planta PE1 4.2.4 Tubo absorbedor El tubo absorbedor está protegido por un cristal delantero y un espejo trasero (reflector secundario) que ayuda a aprovechar los rayos más oblicuos. Por el interior del tubo circula agua, que entra en estado líquido y atraviesa el colector, evaporándose y llegando a alcanzar los 270ºC. Un tubo absorbedor debe diseñarse atendiendo a los siguientes criterios: - La transferencia de calor entre el absorbedor y el agua que circula por él debe ser la máxima posible. Esto se consigue gracias a la utilización de un material y un espesor adecuados. Un buen material es el acero 304 (AISI), con alto porcentaje de Cromo y Níquel. Página 56 - La distribución de Temperaturas a lo largo del tubo debe ser uniforme. La distribución no uniforme causaría una acelerada degradación del material. Las características de estos tubos dependen del fabricante. En la figura siguiente podemos ver un ejemplo. Figura 28: Tabla de características de un tubo absorbedor CSP10 Zytech 4.2.5 Reflector secundario Se trata de un espejo que envuelve al tubo absorbente y trata de aprovechar los rayos más oblicuos para así mejorar el rendimiento del sistema. Figura 29: Esquema simplificado del reflector secundario en la planta PE1 Página 63 4.4.2.4 Lazo Fresdemo El lazo FRESDEMO es una planta piloto para la demostración de la tecnología de concentración solar denominada ‘Concentrador Lineal’ Fresnel. Se trata de un módulo de 100 m de longitud y 21 m de ancho, con una superficie total de espejo primario de 1.433 m 2 . Esta superficie de espejo se distribuye en 1.200 facetas que están montadas sobre 25 filas paralelas que abarcan toda la longitud del lazo. Este lazo colector está diseñado para la producción directa de vapor a una presión máxima de 100 bar y una temperatura máxima de 450. (Informe 08/09 - PSA) Figura 36: Foto del colector FRESDEMO en la PSA En la actualidad, este lazo se conecta mediante tuberías a la instalación DISS (DIrect Solar Steam) de la PSA, desde donde se le suministra vapor de origen solar a diferentes regímenes de presión y temperatura con el fin de realizar ensayos en tres regímenes de trabajo diferentes: precalentamiento, evaporación y sobrecalentamiento. Página 64 4.4.2.5 La central de Puerto Errado (PE1 y PE2) La Puerto Errado 1 fue construida por Novatec Biosol en Calasparra (Murcia). Esta central tiene dos líneas de colectores de 16x980 m cada una, ocupa 18.000 m 2 de superficie especular y produce una potencia nominal de 1,4 MWe (9,3 MWt). Esta potencia eléctrica es obtenida mediante una turbina Siemens SST-120. Figura 37: Fotografía del campo solar de la planta PE1 La producción que esperan al año en la planta es de 2000 MWh. La planta trabaja a presiones entre 35 y 55bar, y temperaturas de entrada de unos 70ºC y de salida de 270ºC. El fabricante detalla que la eficiencia óptica es del 67% en estos momentos, y se calcula que será de al menos 63.7% tras 25 años de funcionamiento. Uno de los puntos que el fabricante resalta para “vender” su tecnología es la facilidad de limpieza y mantenimiento de los colectores. En la siguiente figura se aprecia la automatización de esta limpieza, con un robot, mucho más sencilla que en los colectores CCP. Página 65 Figura 38: Limpieza automatizada de los espejos en la PE1 La radiación solar se concentra en una línea focal a una altura de 7.40m, donde se encuentra el tubo absorbedor. El sistema de refrigeración se realiza mediante condensadores de aire, lo que supone un considerable ahorro de agua. La planta también cuenta con un sistema robotizado que limpia las distintas líneas de espejos y una caldera de energía solar que puede ser utilizada en plantas de energía solar, plantas de desalinización y en diversos procesos industriales. Novatec Biosol ha desarrollado el sistema modular NOVA-1 que permite ser escalable desde 1 MW hasta cientos de ellos. Cada uno de los módulos NOVA-1 cuenta con todos los componentes necesarios para la generación de vapor: cimientos, estructura soporte, reflectores primarios, unidades receptoras y sistema de seguimiento solar. El módulo básico NOVA-1 consiste en 128 reflectores primarios, dispuestos en 16 filas paralelas, con un área de apertura de 513.6m 2 . Los módulos básicos se unen longitudinalmente para forma una fila colectora. Filas colectoras de las siguientes dimensiones pueden ser utilizadas para formar un campo solar de cualquier tamaño: Mínima longitud de la fila: 5 módulos, 224 metros Máxima longitud de la fila: 22 módulos, 985 metros La planta Puerto Errado 1(PE1) cuenta con 36 módulos NOVA-1 que ocupan 18.000 m 2 . Página 66 Desde 2009, esta planta está conectada a la red local y vende electricidad a las localidades cercanas. Pero la planta PE1 sólo se trata de una planta de demostración para otra que ya está siendo construida aneja a ella, la planta PE2 (Puerto Errado 2) que utilizará varios cientos de módulos, ocupará 300.000 m 2 y generará 30MWe. Actualmente (mes de Mayo de 2011) se encuentra en fase de obras y se prevé que pueda entrar en operación en Marzo de 2012. Figura 39: Estado de las obras de la planta PE2 en Abril de 2011 Página 67 4.4.2.6 Kogan Creek Solar Boost Project CS Energy y Areva están construyendo una gran planta CLFR en el suroeste de Queensland (Australia). Tendrá una potencia nominal de 44MW que se añadirán a los 750 MW de la planta térmica de carbón aneja a ella. Así pues, la Kogan Creek Solar Boost será una planta de apoyo que alimentará de agua al sistema para incrementar la eficiencia de la planta de carbón y disminuir su consumo fósil. Los 44 MW de potencia nominal reportan unos 23 MW de potencia media, lo que se traduciría en 40 gigawatios hora de electricidad cada año. Permitiría el abastecimiento de energía para 5000 hogares y consigue ahorrar el equivalente a 35600 toneladas de CO 2 al año. Ocupará una extensión de 300000m 2 . Su presupuesto es de 98.8millones de $ y entrará en operación en el año 2012. En la siguiente figura vemos dónde se situará esta instalación aneja a la planta de carbón. Figura 40: Vista aérea de la planta de carbón y esquema de la situación de la planta CLFR Página 68 CAPÍTULO 5: DIMENSIONADO BÁSICO DE UNA CENTRAL DE GENERACIÓN DIRECTA DE VAPOR 5.1 Introducción En los capítulos anteriores hemos hablado sobre la tecnología de los colectores cilindro-parabólicos y los colectores lineales fresnel, siendo ambas opciones métodos de obtención de electricidad a través de la generación directa de vapor. Así pues, conviene hacerse varias preguntas: ¿Cuál es la opción más atractiva? ¿Qué ventajas e inconvenientes presenta cada una de ellas? ¿Son mejores que la tecnología HTF? ¿Por cuál debemos apostar en un futuro? ¿Son competitivas con los combustibles fósiles? El primero paso para tratar de dar respuesta a estas preguntas será enumerar las ventajas e inconvenientes que presentan las tecnologías GDV frente a la tecnología HTF, que ha sido la imperante hasta ahora en la energía solar termoeléctrica. 5.2 Ventajas e inconvenientes (GDV vs HTF) Ventajas: 1) Al tener agua como fluido de trabajo, se eliminan tanto el riesgo de fugas contaminantes como el de incendio debido al aceite térmico. 2) Se puede aumentar la Temperatura máxima del ciclo de potencia por encima de los 400ºC en las centrales termoeléctricas. Este límite venía impuesto por la rápida degradación del aceite sintético a altas temperaturas. 3) Permite la reducción del campo solar para una misma generación eléctrica. Eliminando el fluido intercambiador aumentamos el rendimiento global de la planta, reducimos sus instalaciones y eso supone una menor inversión. Página 69 4) Menor uso de material para la construcción del campo solar, con su consecuente reducción de costes. La tecnología fresnel utiliza 28kg/m2 de campo solar, frente a los 135 kg/m2 de un CCP. 5) Se simplifica la configuración de la planta. No sólo se elimina el intercambiador de calor sino también todos los sistemas auxiliares del circuito de aceite (sistema antiincendios, antifugas, sistema de purga y sistema de intertización). Esta simplificación supone una reducción sensible y muy beneficiosa en la cuantía de la inversión inicial. 6) Reducción en los costes de operación y mantenimiento. Esto es debido a que los circuitos de aceite térmico requieren una reposición anual del 4% del fluido. También requieren una protección anticongelante temperaturas ambiente bajas. El aceite térmico más utilizado es el denominado Therminol VP-1, que posee una temperatura de congelación de 12 ºC y obliga a mantener en todo momento al aceite por encima de esa temperatura. 7) Las numerosas aplicaciones del vapor saturado, ya que puede enviarse directamente a una turbina de vapor para generar energía eléctrica; pero, además, se puede utilizar en numerosas industrias que usan calor, como la extracción de carbón, petróleo y gas, las plantas desaladoras y de cogeneración y en los procesos de manufacturación en las industrias de alimentación, papelería, textil y químicas, entre otras. Inconvenientes: • Necesidad de tuberías, válvulas y accesorios más fuertes, con paredes más gruesas que sean capaces de soportar unas mayores presiones de trabajo. Este aumento de la presión de trabajo aumenta el precio de los componentes. • Si se opta por instalar los tubos absorbedores rígidamente, con los colectores girando alrededor de ellos, se requieren unas estructuras soporte más pesadas con el fin de conseguir una buena rigidez. • Debido al flujo bifásico existente en el campo solar y a las diferentes propiedades termodinámicas que poseen el agua líquida y el vapor, los sistemas de control necesarios en un sistema GDV son más complejos y costosos que los empleados con HTF. Página 70 En los años 90, científicos de la PSA elaboraron un balance global estudiando y cuantificando económicamente ambas opciones. Este balance resultó ser positivo para la Generación Directa de Vapor (Ajona y Zarza, 1994) y alentaba de forma clara al desarrollo de la tecnología GDV. Dicho esto parece muy atractiva la opción GDV, pues así ha quedado demostrado en diversos estudios y en experiencias en centrales precomerciales. Ahora bien, centrándonos en el agua como fluido de trabajo, tenemos dos tipos de colectores: los Fresnel y los CCP. Conviene compararlos pues, tratando de determinar las ventajas e inconvenientes de cada una de estas opciones. 5.3 Ventajas e inconvenientes (Fresnel vs CCP-GDV) Ventajas • Menores costes de construcción: se utiliza un diseño modular más rápido y sencillo con un montaje de alta precisión. • Capacidad de producción escalable. • Construcción automatizada de los componentes clave. • Utiliza menos espacio que otras tecnologías al no requerir un terreno perfectamente llano. • Visualmente menos intrusivo: los reflectores no superan los 1,2 m de alto. Inconvenientes • El colector Fresnel tiene un factor de concentración inferior al que se consigue con un colector cilindro-parabólico. Así pues se consiguen temperaturas menores de vapor y la eficiencia energética es menor. • La tecnología Fresnel está menos estudiada que la CCP, la cual tiene un amplio desarrollo a lo largo de los años. Página 71 • Los espejos fresnel producen sombreamientos unos sobre otros en las primeras y en las últimas horas del día. Esto es debido a la proximidad entre las filas y ocasiona una pérdida de generación eléctrica en esas horas. En el presente proyecto, se ha considerado que la mejor forma de establecer una comparación de la tecnología Fresnel con la CCP es dimensionar una planta Fresnel y contrastarla con los estudios que se han realizado sobre CCP. 5.4 Dimensionado de una central con colectores lineales Fresnel Esta tecnología está dando sus primeros pasos para el desarrollo comercial y es tarea difícil encontrar en la bibliografía datos concretos sobre las plantas que se encuentran en funcionamiento. Del mismo modo, a diferencia de la tecnología CCP, no se pueden encontrar catálogos comerciales de sus elementos principales. Únicamente dos compañías energéticas en el mundo están actualmente construyendo plantas CLFR. Estas compañías son: Areva Solar y Novatec Biosol. Basándonos en los pocos datos que proporcionan estas compañías, en las experiencias de la PSA, así como en los datos teóricos, en las siguientes páginas se intentará hacer el dimensionado básico de una central CLFR. Se busca analizar y elegir los distintos elementos y parámetros que definirán la central termosolar de tecnología lineal Fresnel que se utilizará como modelo de estudio. Los aspectos que se van a tratar abordan los siguientes campos: - Ubicación geográfica - Potencia nominal de la planta - Tipo de colector - Tubos absorbedores empleados en el campo solar - Tamaño del campo solar - Tamaño y tipo del sistema de almacenamiento Página 72 - Turbina de vapor utilizada - Apoyo fósil Como punto de partida nos centraremos en las centrales termoeléctricas Fresnel construidas en la actualidad y en los resultados de éstas. 5.4.1 Ubicación geográfica. Análisis del potencial solar de un emplazamiento 5.4.1.1 Conceptos generales sobre radiación Para poder evaluar el recurso solar del cual se dispone al instalar una central termosolar es preciso conocer el período de tiempo que estará expuesto al Sol a lo largo del año y la intensidad con que llegará su energía. Estos parámetros dependen de factores generales como la localización geográfica, y factores locales como la inclinación, orientación y obstáculos del emplazamiento. Es preciso pues, antes de elegir un emplazamiento, explicar todos los factores que influyen en la energía recibida del Sol y las técnicas a utilizar para realizar una correcta evaluación del recurso solar disponible. En primer lugar haremos referencia a dos conceptos a los que se hace referencia en numerosas ocasiones y cuyo significado conviene aclarar: Irradiancia solar: Es la energía que incide por unidad de tiempo sobre una superficie de terreno determinada. Su valor está dado por unidad de tiempo por lo que hace referencia al concepto de potencia y la unidad empleada para referirnos a ella es el W/m 2 y sus múltiplos. Irradiación o radiación solar: Se obtiene al integrar la irradiancia entre un determinado tiempo inicial y final, por lo tanto constituye la energía que incide sobre una determinada superficie. Tiene unidades de energía por lo que se expresa empleando las unidades de Wh/m 2 o J/m 2 y sus múltiplos. Ahora se hará referencia a las distintas componentes que tiene la radiación global que llega a la Tierra. La radiación global es el resultado de la Página 79 Situación geográfica: 24º 30’ latitud Norte y 22º 12’ latitud Esta ubicación corresponde a la zona Este de Libia. Se ha elegido esta zona debido a que es una de las escasas zonas del planeta donde, acorde con los datos de la NASA, la radiación solar directa media anual supera los 8.5 kWh/m 2 /día. Mes Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media de los 6,56 7,81 8,00 8,58 9,34 10,3 9,97 9,50 8,90 8,44 7,75 6,98 últimos 22 años Media anual: 8.52 kWh/m 2 /día 5.4.1.3 Elección final del emplazamiento En la elección real del emplazamiento de una central termoeléctrica hay que atender a numerosos factores. Algunos de estos factores son: disponibilidad de agua, situación política del país, ayudas gubernamentales, conexión a la red, precio de los terrenos, etc. Si se atendiera únicamente a los datos de radiación directa, el mejor emplazamiento para la central sería en el desierto del Sahara. No obstante, se ha decidido emplazar la central en nuestro país, más concretamente en el desierto de Tabernas (Almería). El impulso de nuestro país a las energías renovables hace aconsejable esta decisión, gracias a las primas que se le da a la industria termoeléctrica que favorecen la rentabilidad de las centrales. 5.4.2 Potencia nominal. Dimensionado de la instalación Como ya se ha visto en apartados anteriores, por el momento no se han construido plantas fresnel en el mundo de potencia superior a 5MWe. Actualmente se encuentran en construcción dos centrales a gran escala que está previsto que entren en operación en los próximos años, éstas son la Puerto Errado2 (30MW) en Calasparra (Murcia) y Kogan Creek (44MW) en Queensland (Australia). Las ayudas en nuestro país para las centrales de energía renovable establecen el límite máximo de potencia nominal en 50 MW. Así pues, si se Página 80 desea que la central se beneficie de las primas en la venta de electricidad será necesario dimensionarla con una potencia nominal inferior a 50 MW. En nuestro caso se ha creído conveniente dimensionarla con una potencia nominal de 45 MW. 5.4.3 Tipo de colector y tubo absorbedor El tipo de colector que vamos a utilizar viene impuesto por los pocos datos comerciales de los que disponemos. Para la central a estudiar se elegirá el sistema modular NOVA-1, creado por la empresa NOVATEC-BIOSOL para las centrales PE1 y PE2 situadas en Calasparra (Murcia). El sistema modular NOVA-1 es el tipo de colector del que más datos disponemos y ya ha demostrado su eficiencia de manera práctica. 5.4.4 Turbinas de vapor utilizadas Por las mismas razones anteriores, se van elegir las turbinas de vapor que se están instalando en la planta PE2. Estas turbinas son de la compañía General Electric y proporcionan una potencia nominal de 15 MW cada una. Así pues, para la potencia nominal de 45 MW que se desea en nuestra planta, serán requeridas 3 turbinas de 15 MW de la compañía General Electric. 5.4.5 Apoyo fósil Se ha demostrado que el uso de combustibles fósiles, en un pequeño porcentaje, como apoyo al sistema de concentración solar consigue una mejora notable en el rendimiento de las plantas termosolares. Algunas de las ventajas que proporciona el apoyo de combustible fósil son:  Permite una generación eléctrica más regular, reduciendo las inestabilidades generadas por las intermitencias de la radiación solar.  Aumenta la capacidad de producción eléctrica Página 81  Consigue abaratar el coste de la energía eléctrica producida. El porcentaje de energía generada por el apoyo fósil viene marcada por la normativa legal vigente. El REAL DECRETO 661/2007, del 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, expone que existen dos posibilidades de venta para las plantas solares termoeléctricas: a tarifa regulada o mediante prima de referencia. Dice también este Real Decreto que en estas instalaciones se podrán usar equipos que utilicen un combustible para el mantenimiento de la temperatura del fluido transmisor de calor para compensar la falta de irradiación solar que pueda afectar a la entrega prevista de energía. La generación eléctrica a partir de dicho combustible deberá ser inferior, en cómputo anual al 12 por ciento de la producción total de electricidad si la instalación vende su energía de acuerdo con la opción de tarifa regulada, que estipula la posibilidad de ceder la electricidad al sistema a través de la red de transporte o distribución, percibiendo por ella una tarifa regulada, única para todos los períodos de programación, expresada en céntimos de euro por kilovatio hora. Dicho porcentaje podrá llegar a ser el 15 por ciento si la instalación vende su energía de acuerdo a la opción prima de referencia, que posibilita vender la electricidad en el mercado de producción de energía eléctrica. En este caso, el precio de venta de la electricidad será el precio que resulte en el mercado organizado o el precio libremente negociado por el titular o el representante de la instalación, complementado en su caso, por una prima en céntimos de euro por kilovatio hora. La planta Puerto Errado 2 que sirve como modelo de este proyecto no utiliza hibridación con combustible fósil y, por ese motivo, se ha considerado conveniente seguir la misma distribución en este proyecto. No obstante, como posibles mejoras, se contemplaría la posibilidad de contar con un 12% de apoyo fósil que mejore el rendimiento de la planta. 5.4.6 Sistema de almacenamiento Uno de las mayores virtudes de las centrales solares termoeléctricas frente a otras fuentes de energía renovables es su capacidad de almacenamiento Página 82 Los sistemas de almacenamiento permiten a las centrales termosolares una generación de energía eléctrica más estable e independiente de la variabilidad del recurso solar. Además, la economía, el rendimiento y las estrategias de operación de las plantas se ven enormemente favorecidas por esta posibilidad de almacenamiento al poder adaptarse mejor a las necesidades de la demanda del mercado eléctrico. Con un sistema de almacenamiento sería aconsejable acudir al mercado eléctrico con discriminación horaria, pues el almacenamiento permitiría almacenar energía en horas-valle y vender la electricidad en horaspico, donde el precio de la electricidad es más alto. De esta forma se conseguirían mayores beneficios y una planta más rentable. No obstante, el poco desarrollo de la tecnología fresnel hace que todavía no se hayan proyectado centrales de este tipo con almacenamiento térmico. Esto probablemente es debido a que la temperatura alcanzada por el agua al paso por el colector fresnel no es tan elevada como en otras tecnologías de generación termoeléctrica, lo que no hace aconsejable su almacenamiento térmico. Así pues, siguiendo el modelo de las plantas de Puerto Errado, la central que se está dimensionando en este proyecto tampoco dispondrá de almacenamiento térmico. 5.4.7 Tamaño del campo solar En este punto se calcularán los datos necesarios para el dimensionamiento del campo solar como la potencia térmica necesaria, el área de superficie especular, el número de colectores, el número de filas y el flujo másico del sistema. Para calcular todos estos parámetros, en primer lugar es necesario hacer referencia a las condiciones nominales de trabajo en el emplazamiento escogido. Página 83 Tabla 3: Condiciones nominales del emplazamiento Para elaborar esta tabla, el instante que se ha tomado como referencia son las 12:00, hora solar, del solsticio de verano (21 de junio) en la ubicación de la Plataforma Solar de Almería (PSA). Es conveniente, antes de comenzar el dimensionamiento de la central, hacer referencia a la eficiencia de los colectores solares. Esta eficiencia puede definirse como la relación entre el calor solar que llega al emplazamiento y el calor útil que los colectores consiguen extraer. Esta diferencia entre uno y otro se debe a pérdidas ópticas y térmicas. En lo siguiente figura se puede ver un diagrama donde se diferencian estas pérdidas. Figura 46: Diagrama de rendimiento de un colector termosolar Potencia térmica necesaria Para la instalación estudiada se ha considerado una eficiencia del bloque de potencia de 0.199. El dato se ha tomado de los proporcionados por Radiación solar directa (W/m2) 850 Longitud (º) 2º 21' 19” W Latitud (º) 37º 05' 27.8” N Altitud (m) 366 Temperatura ambiente (ºC) 25 Ángulo azimutal (º) -10º 42’ 46.8” Ángulo cenital (º) 13º 51’ 18” Ángulo horario (º) 0 Declinación (º) 23.44 Ángulo de incidencia de la radiación solar (º) (N-S) 13º 39’ 14.4 Condiciones en el emplazamiento escogido (Almería, España) Página 84 Novatec-Biosol para su planta de Puerto Errado. Esta eficiencia se traduce en que para conseguir una potencia eléctrica nominal de 45 MW, se necesitará una potencia térmica nominal de: Q  P η  45 MW 0,199  226,131 MW  Siendo: Q: La potencia térmica necesaria de entrada al bloque de potencia para generar la producción bruta de energía eléctrica en la turbina P: La producción eléctrica bruta de la turbina. η: Eficiencia del ciclo de potencia. Este valor de eficiencia se ha extraído de los datos proporcionados por Novatec acerca de la planta PE-2. Área del campo solar Observando la anterior tabla 3, se obtiene que la radiación solar directa nominal en el emplazamiento presenta un valor de 850 W/m 2 . Según los datos del fabricante, los colectores NOVA-1 que se han elegido para nuestra central consiguen una potencia nominal de 502,3 W/m 2 para una radiación en el emplazamiento de 900 W/m 2 . Así pues, el rendimiento térmico del campo solar será el siguiente. η   Q  I502,3 W/m2 900 W/m2  0.5581  55,81% De este modo, suponiendo un rendimiento constante, con el valor nominal de radiación en el emplazamiento escogido (850 W/m 2 ), la instalación conseguirá aprovechar una potencia de: Q  I  x η  850 W m2 x 0.5581  474,4 W m2 Para calcular la superficie especular que se necesitará será necesario dividir la potencia térmica que hemos calculado entre la potencia nominal por metro cuadrado que consiguen los colectores. A  Q Q $ 226,131 MWt 474.4 x 10 &' MW/m (  476667.4 m ( Siendo: A: Área exacta del campo solar requerida para que al bloque de potencia le llegue la potencia nominal requerida en las condiciones atmosféricas óptimas. Página 85 Q d : Potencia térmica nominal que devuelven los concentradores en las condiciones atmosféricas de diseño (datos del fabricante). Número de colectores A partir de esta área se puede calcular el número exacto de colectores que deberá tener nuestra central. Para ello se divide el área especular entre la apertura de cada colector. Nc  A A  450191+1 m ( 513,6 m (  928,1 colectores Siendo: A: Área exacta calculada anteriormente A 0 = Área de apertura de cada colector (datos del fabricante). Se necesitarían 929 colectores en el campo solar para obtener la potencia nominal deseada. No obstante, se ha efectuado un redondeo del número de colectores a 946 con la intención de conseguir lazos de colectores de igual tamaño al distribuirlos en filas. Número de filas De acuerdo con el fabricante, estos colectores NOVA-1 han de disponerse en varias filas paralelas, de entre 5 y 22 colectores cada una. En la planta que se está dimensionando en este proyecto se ha decidido usar la distribución máxima de 22 colectores en cada fila. Así pues, para calcular el número de filas dividiremos los 946 módulos que necesitamos entre los 22 módulos que contiene cada una de éstas. N 1  Nc Ncf 946 colectores 22 colectores/3ila  67 89:;< Así pues, se dispondrán 43 filas de 22 módulos Nova-1, lo que dará una longitud de las filas de: L  L  x N   44,8 m x 22  985,6 m Al redondear el número de colectores a 880 aumentará la superficie especular total y, por consiguiente, la potencia térmica nominal que devuelven estos concentradores. Es necesario calcular estos nuevos valores con las fórmulas previamente explicadas. Página 86 A  A  x N   513,6 x 946  6>?>@?. @ A B Q  A x Q $  485865.5 m ( x 474.4 x 10 &' W m (  B7C, 6D6 EF G P  Q x η  230, 494 MW  x 0.199  6?, >@> EF Flujo másico de agua El flujo másico de diseño del fluido caloportador es una función de la potencia nominal suministrada por el campo solar Q y de las entalpías de diseño a la entrada y a la salida del campo H e y H S : m  Q H  I H J 230494 kWt H  I 592,953 kJ kg Siendo: m: Flujo másico de agua que debe circular por la instalación H s : Entalpía a la salida del campo solar (T= 270ºC – P= 55bar – X= ¿?) H e : Entalpía a la entrada del campo solar (T= 140ºC – P= 60bar) Para hallar la entalpía a la salida del campo solar, el necesario conocer el título de este estado termodinámico y para ello es necesario realizar un balance de masa en el circuito. Balance de masa Como se aprecia en el esquema de componentes de la figura 46, el vapor saturado que sale del campo solar todavía contiene algo de agua en fase líquida por lo que tiene que pasar por un separador de vapor antes de ser conducido hacia las turbinas. Para hallar esta fracción de agua sin evaporar es necesario hacer el balance de masa y energía de los flujos másicos. Así pues, el balance de masa en el separador se produce de la siguiente manera: Página 87 m N  m ( O m P Siendo: m 1 : flujo másico de agua que atraviesa el campo solar m 2 : flujo másico de vapor que es conducido al almacén de vapor antes de ser turbinado m 3 : flujo másico de agua líquida que es recirculada al comienzo de la fila de colectores Una vez sale el vapor del separador se dirige a un tanque donde se almacena para dar un suministro constante a las turbinas. Desde este almacén el vapor de agua se dirige hacia las 3 turbinas, separándose en tres flujos másicos iguales, que una vez turbinados y condensados bajan a una temperatura de 40-70 ºC y se bombean para unirse con el flujo de agua líquida recirculada. Al unirse con el flujo de agua líquida recirculada a 270ºC se produce un intercambio de calor entre ambas masas hasta alcanzar el estado de equilibrio. Este intercambio de calor se realiza de la forma siguiente. m N Q h N  m ( Q h ( O m P Q h P Siendo: m 1 , m 2 y m 3 : los flujos másicos arriba diferenciadas h 1 , h 2 y h 3 : sus correspondientes entalpías. Conocemos los estados termodinámicos de presión y temperatura de estos tres flujos másicos, y por tanto su entalpía es conocida también. Haciendo uso de las dos ecuaciones antes enunciadas podemos conocer la fracción de flujo que es turbinada y la fracción de flujo recirculada en estado líquido. m 2 = 0.6077 m 1 (flujo másico turbinado [vapor]) m 3 = 0.3923 m 1 (flujo másico recirculado [líquido]) De este modo, se obtiene que el título de vapor a la salida del campo solar toma un valor de 0,6077. Volviendo a la fórmula para hallar el flujo másico circulante por el campo solar se obtiene: Página 88 m  Q H  I H J 230494 kWt 2159.49 kJ kg I 592,953 kJ kg  147,136 kg/s Así pues, dividiendo este flujo másico para el número total de filas, obtenemos que circula un flujo másico de 3,42 kg/s por cada fila de colectores. Y los flujos másicos m 2 y m 3 tienen un valor de: m 2 = 90,58 kg/s (flujo másico turbinado [vapor]) m 3 = 58,484 kg/s (flujo másico recirculado [líquido]) Página 95 Así pues, si se quiere estimar la producción que conseguirá la instalación a lo largo de un año habrá que considerar la diferente radiación que llega a los colectores en función del día del año. Para elaborar este estudio se ha hecho uso del software informático EES (Engineering Equation Solver). Análisis termodinámico del la instalación mediante EES En primer lugar se han definido los estados termodinámicos por los que pasa el agua a lo largo de la instalación. La tabla obtenida se puede ver en la siguiente figura: Figura 54: Tabla de propiedas termodinámicas del ciclo (programa EES) Tras esto se ha evaluado la radiación que recibe el emplazamiento a lo largo de los 12 meses del año. Para ello se ha acudido a la base de datos PVGIS (http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/). Esta base de datos permite obtener múltiples datos de radiación para el emplazamiento en cualquier punto de Europa o África. Dentro del amplio rango de posibilidades se encuentra obtener la media mensual de Radiación Directa para cada hora del día en el emplazamiento. Para este proyecto se han tomado de la base de datos las radiaciones obtenidas con seguimiento a dos ejes, para posteriormente, minorarlas con los coeficientes oportunos. Hay que recordar que la instalación Fresnel tiene seguimiento a un solo eje (N-S). Los datos de radiación (en W/m 2 ) introducidos en el programa EES se pueden ver en la siguiente figura: Página 96 Figura 55: Datos de Radiación en el emplazamiento introducidos en el programa EES La siguiente figura representa gráficamente los anteriores datos: Figura 56: Gráfica de la RDN en el emplazamiento Las figuras anteriores muestran la radiación que recibiría la instalación si dispusiera de seguimiento a dos ejes. Para evaluar la verdadera radiación incidente será necesario hacer uso de unos coeficientes que hacen referencia a la geometría Tierra-Sol en función de la hora del día y el momento del año. Página 97 Así pues, la radiación incidente útil dependerá de la altura solar, de la declinación y del ángulo horario. S TUVW XY, Z[  S \] XY, Z[ Q cos ^ XY, Z[ ^  ^_^ ` , a, bc _def ( ^ ` O def ( a fYg ( bc N/( Siendo: R DN : La radiación directa normal con seguimiento a dos ejes, obtenida con los datos del PVGIS θ z : Ángulo complementario de la altura solar δ: Declinación solar ω: Ángulo horario Los valores de estos parámetros de la hora del día y del día del año en que nos encontremos, por lo que es necesario introducir nuevas tablas en el programa EES que contengan estos valores. Para el ángulo horario (ω) los valores se han tomado de la siguiente fórmula para las 24 horas del día. bXZ[  15 _ heijXZ[ I 12c Para la declinación solar (δ) los valores se han tomado de la siguiente fórmula (Duffie y Beckman, 1991) para los 12 meses del año, tomando como referencia el día 15 de cada mes. aXY[  23.45 Q sinX360 365 _ lg XY[O 284c[ Siendo dn[i] el número del día del año evaluado, como se ha dicho anteriormente, el día 15 de cada mes. De este modo dn[i] toma los valores de 15, 46, 74, 105, 135, 166, 196, 227, 258, 288, 319 y 349. Para el ángulo complementario de la altura solar (θz) los valores se han tomado de la siguiente fórmula (Duffie y Beckman, 1991) . θXn[ defo Q defb Q defa O fYgo Q fYga Siendo: Página 98 o: la latitud en grados del emplazamiento δ: Declinación solar ω: Ángulo horario Con estos tres parámetros calculados para cada hora, en cada uno de los 12 meses del año, se acuda a la fórmula antes presentada y se calcula la radiación útil que llega a la instalación objeto de estudio. De este modo, se obtiene una matriz de 288 datos (12 meses x 24 horas). Muchos de los cuales tomarán el valor de 0 por tratarse de horas nocturnas, en las que no existe irradiación. Estos valores se pueden ver en la siguiente gráfica del EES: Figura 57: Gráfica de la radiación útil en la central Con esta radiación útil en el emplazamiento, la instalación de estudio obtendrá la toda la energía térmica posible en función del rendimiento del campo solar. Dentro de este rendimiento, como se ha explicado anteriormente, entran en juego las pérdidas ópticas, térmicas y geométricas. La potencia térmica obtenida en la central se ha calculado de la siguiente forma con el programa EES: Página 99 p U q XY, Z[ RutilXi, j[u η v u η w u η xJwy Siendo: η bp : El rendimiento del bloque de potencia η op : El rendimiento óptico de los colectores η th : El rendimiento térmico de la instalación colectora η geom : El rendimiento geométrico de los colectores Una vez obtenida la potencia térmica aprovechable por unidad de superficie, es necesario multiplicar por el área especular de la central de estudio para hallar la potencia eléctrica total. p U XY, Z[ p U q XY, Z[u  Xz ( [ p U q XY, Z[u 485865.6 z ( Así, se obtiene la matriz deseada de 288 de 12 columnas x 24 filas. En ella aparece representada la potencia conseguida cada hora por la central de estudio en cada uno de los 12 días representativos de cada mes. Se ha copiado esta tabla en una hoja de Excel y se han sumado los elementos de cada columna, obteniendo la energía térmica conseguida a lo largo de cada uno de esos 12 días representativos. Multiplicando esos datos por los días que tiene cada mes, y sumando estos resultados se ha obtenido la potencia térmica total esperada a lo largo de un año. La tabla Excel obtenida se puede ver en la siguiente página. En ella, se han desechado los datos que se han considerado no aprovechables para la generación de energía. Para ello, se han establecido 2 criterios de eliminación:  Las turbinas de vapor de la central no puede trabajar a un grado de carga inferior al 40% de su potencia nominal (230MWt). Así pues, se aprecia como en los meses de Noviembre, Diciembre y Enero se obtienen potencias inferiores a 100 MWt en muchas horas del día y por tanto se han desechado esos meses la instalación permanecerá parada, sin generar energía.  En las dos primeras horas de sol y las dos últimas, los espejos reflectores fresnel producen elevado grado de sombreamiento unos sobre otros y no concentrarán la energía esperada en los cálculos anteriores, por lo que se ha decidido no tener en cuenta esas horas. Página 100 Hora\ Mes Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Total 1000000000000 20000000000000 30000000000000 40000000000000 50000000000000 60 0 0 75307 113401 122540 119545 82602 0 0 0 0 0 70 0 124855 139572 165981 174020 177347 149895 137077 92125 0 0 0 80116235 158638 167165 192316 200892 205265 185760 161216 138845 93843 84003 951398 9111940 128362 164907 176034 201759 211800 217844 199759 175533 148684 105070 98437 1496320 10 106602 124254 159944 175173 201902 213450 218203 201751 175231 144019 101921 93545 1613927 11 96129 116437 153077 171019 198848 211408 216398 198965 171121 136112 92986 83342 1573385 12 91183 112709 149979 169242 197341 210520 215303 197400 168748 132424 89115 78570 1553666 13 96129 116437 153077 171019 198848 211408 216398 198965 171121 136112 92986 83342 1573385 14 106602 124254 159944 175173 201902 213450 218203 201751 175231 144019 101921 93545 1613927 15 111940 128362 164907 176034 201759 211800 217844 199759 175533 148684 105270 98437 1624682 16 96513 116235 158638 167165 192316 200892 205265 185760 161216 138845 90451 84003 1112614 17 063823 124855 139572 165981 174020 177347 149895 118262 90827 0 0 351367 18 0 0 0 75307 112876 122540 119545 82602 21683 0 0 0 0 19 0000024115 9758 0 0 0 0 0 0 20 0000000000000 21 0000000000000 22 0000000000000 23 0000000000000 24 0000000000000 Total día 0 722453 1105835 1548024 1786991 2059640 2108070 1769870 1373734 990054 0 0 Total mes 0 20228684 34280885 46440720 55396721 61789200 65350170 54865970 41212020 30691674 0 0 410,256044 [GWh/año] Página 101 Como se aprecia en la tabla anterior, la instalación conseguirá aprovechar 410,25 GWh térmicos a lo largo de un año. La energía eléctrica que la central de estudio conseguirá obtener depende del rendimiento del bloque de potencia. Éste, como se ha explicado antes, toma un valor de 0,199. p { XY, Z[ p U XY, Z[u 0.199 De este modo, se ha elaborado otra tabla Excel con la generación eléctrica esperada en la central. Con los cálculos realizados, la generación eléctrica que se espera obtener en la planta de estudio es de 81,641 GWh/año. Estos resultados se analizarán en el capítulo 6 del presente proyecto. La tabla Excel de generación eléctrica mensual se puede ver en la siguiente página. Página 102 Hora\ Mes Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Total 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 40 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 50 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 60 0 0 14986,093 22566,799 24385,46 23789,455 16437,798 0 0 0 0 0 70 0 24846,145 27774,828 33030,219 34629,98 35292,053 29829,105 27278,323 18332,875 0 0 0 8023130,765 31568,962 33265,835 38270,884 39977,508 40847,735 36966,24 32081,984 27630,155 18674,757 16716,597 189328 922276,06 25544,038 32816,493 35030,766 40150,041 42148,2 43350,956 39752,041 34931,067 29588,116 20908,93 19588,963 297768 10 21213,798 24726,546 31828,856 34859,427 40178,498 42476,55 43422,397 40148,449 34870,969 28659,781 20282,279 18615,455 321171 11 19129,671 23170,963 30462,323 34032,781 39570,752 42070,192 43063,202 39594,035 34053,079 27086,288 18504,214 16585,058 313104 12 18145,417 22429,091 29845,821 33679,158 39270,859 41893,48 42845,297 39282,6 33580,852 26352,376 17733,885 15635,43 309180 13 19129,671 23170,963 30462,323 34032,781 39570,752 42070,192 43063,202 39594,035 34053,079 27086,288 18504,214 16585,058 313104 14 21213,798 24726,546 31828,856 34859,427 40178,498 42476,55 43422,397 40148,449 34870,969 28659,781 20282,279 18615,455 321171 15 22276,06 25544,038 32816,493 35030,766 40150,041 42148,2 43350,956 39752,041 34931,067 29588,116 20948,73 19588,963 323312 16 19206,087 23130,765 31568,962 33265,835 38270,884 39977,508 40847,735 36966,24 32081,984 27630,155 17999,749 16716,597 221410 17 0 12700,777 24846,145 27774,828 33030,219 34629,98 35292,053 29829,105 23534,138 18074,573 0 0 69922 18 0 0 0 14986,093 22462,324 24385,46 23789,455 16437,798 4314,917 0 0 0 0 19 0 0 0 0 0 4798,885 1941,842 0 0 0 0 0 0 20 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 21 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 22 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 23 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 24 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Total día 0 143768 220061 308057 355611 409868 419506 352204 273373 197021 0 0 Total mes 0 4025508 6821896 9241703 11023947 12296051 13004684 10918328 8201192 6107643 0 0 81,641 [GWh/año] Página 103 CAPÍTULO 6: ANÁLISIS DE RESULTADOS Y ESTUDIO ECONÓMICO 6.1 Introducción En este capítulo se van a presentar y analizar los resultados obtenidos en el capítulo 5. Posteriormente se realizará un análisis económico de la central, se comparará con otras instalaciones similares y se expondrán las conclusiones extraídas del proyecto. 6.2 Análisis de resultados En primer lugar es conveniente recordar los parámetros que se han escogido para la central de estudio. Éstos se pueden ver en la siguiente tabla: Tabla 4: Características generales de la planta Tras hacer el análisis termodinámico de la planta mediante los programas Termograf y EES y realizar los cálculos pertinentes se ha obtenido que la generación eléctrica esperada en la planta es de: Teniendo en cuenta que el consumo medio de los hogares españoles es de unos 3300 kWh/hogar al año (CNE, datos 2009), esta central podría cubrir la demanda eléctrica de unas 25000 viviendas. Emplazamiento Tabernas (Almería) Tipo de colector NOVA-1 (Linear Fresnel) Potencia de la planta 45 MW Tamaño del campo solar 485865,6 m 2 Almacenamiento No Hibridación No Producción eléctrica esperada 81,64 GWh/año La generación de esta cantidad de electricidad a través de fuentes renovables, en sustitución de otras fuentes como los combustibles fósiles, supondría evitar emisiones en torno a extraídos de la publicación del IDAE: producción a energí a primaria (ep) y factor de Haciendo una diferenciación entre la generación a lo largo de los diferentes meses del año, es evidente que la planta energía durante los meses de verano y su generación eléctrica será escasa durante los meses más fríos. Figura 58 También resulta interesante ver la gen de las diferentes horas. Esto se puede apreciar en la siguiente gráfica: La generación de esta cantidad de electricidad a través de fuentes renovables, en sustitución de otras fuentes como los combustibles fósiles, emisiones en torno a 80.000 toneladas de CO 2 extraídos de la publicación del IDAE: Factores de conversió n de consumo o a primaria (ep) y factor de corrección) Haciendo una diferenciación entre la generación a lo largo de los diferentes meses del año, es evidente que la planta va a generar muchas más energía durante los meses de verano y su generación eléctrica será escasa durante los meses más fríos. 58 : Gráfica de la generación eléctrica mensual También resulta interesante ver la gen eración de electricidad a lo largo de las diferentes horas. Esto se puede apreciar en la siguiente gráfica: Página 104 La generación de esta cantidad de electricidad a través de fuentes renovables, en sustitución de otras fuentes como los combustibles fósiles, 2 al año. (Datos n de consumo o Haciendo una diferenciación entre la generación a lo largo de los va a generar muchas más energía durante los meses de verano y su generación eléctrica será escasa eración de electricidad a lo largo de las diferentes horas. Esto se puede apreciar en la siguiente gráfica: Página 111 manera, si el proyecto tiene una TIR mayor que la tasa de descuento, el VAN será positivo. 6.3.3.2 Datos de partida Para realizar el balance económico del proyecto se han utilizado los siguientes datos de partida:  Se ha estimado un incremento del IPC del 3% anual. Observando las variaciones de los últimos se ha considerado que el incremento medio ronda esta cifra.  El impuesto de sociedades se ha cifrado en el 25%  Se ha estimado una vida útil de la planta de 20 años. (En teoría la vida útil será mayor, pero se ha realizado un estudio conservador)  Se ha considerado que la eficiencia óptica de los colectores disminuye a razón del 0,1% anual, por lo que la producción eléctrica disminuirá ligeramente cada año.  La tasa de descuento para el cálculo del VAN se ha considerado del 5%  El porcentaje de amortización anual de la inversión se ha cifrado en el 7% anual.  Se ha considerado una financiación ajena del 80%, siendo el 20% restante aportado con fondos propios. El interés del préstamos bancario se ha tasado en el 6% anual. Con estos datos de partida se ha construido una tabla de cálculo Excel que analiza los movimientos económicos de la planta a lo largo de sus 20 años estimados de vida útil. De esta forma se estudian los flujos de caja anuales y se calculan los tres criterios antes explicados: el VAN, el TIR y la RBC. La tabla resultante se puede ver en la siguiente página. Página 112 2011 2012 2013 2014 … 2030 2031 Concepto 0 1 2 3 … 19 20 + Ingresos directos de la explotación 24.164.919,59 € 24.744.273,54 € 25.337.517,50 € … 37.016.360,79 € 37.903.828,04 € - Costes directos de la explotación 5.000.000,00 € 5.150.000,00 € 5.304.500,00 € … 8.512.165,31 € 8.767.530,27 € = Beneficio bruto 19.164.919,59 € 19.594.273,54 € 20.033.017,50 € … 28.504.195,48 € 29.136.297,77 € - Amortizaciones 12.600.000,00 € 12.600.000,00 € 12.600.000,00 € … = BAIT 6.564.919,59 € 6.994.273,54 € 7.433.017,50 € … 28.504.195,48 € 29.136.297,77 € - Intereses 8.640.000,00 € 7.776.000,00 € 6.912.000,00 € … - € - € = BAT 2.075.080,41 €- 781.726,46 €- 521.017,50 € … 28.504.195,48 € 29.136.297,77 € - Impuestos - € - € 130.254,37 € … 7.126.048,87 € 7.284.074,44 € = Beneficio neto 2.075.080,41 €- 781.726,46 €- 390.763,12 € … 21.378.146,61 € 21.852.223,33 € + Amortizaciones 12.600.000,00 € 12.600.000,00 € 12.600.000,00 € … - € - € - Desembolso inversión 36.000.000,00 € 14.400.000,00 € 14.400.000,00 € 14.400.000,00 € … - € - € =Cash flow 36.000.000,00 €- 3.875.080,41 €- 2.581.726,46 €- 1.409.236,88 €- … 21.378.146,61 € 21.852.223,33 € Cash flow acumulado 36.000.000,00 €- 39.875.080,41 €- 42.456.806,87 €- 43.866.043,75 €- … 164.246.127,09 € 186.098.350,42 € Página 113 6.3.3.3 Resultados económicos Los resultados obtenidos son los siguientes: Esta Tasa Interna de Rentabilidad es bastante atractiva para muchos inversores por lo que se considera que el estudio que ha obtenido resultados positivos. Además de estos datos expuestos arriba, también es indicador importante el Payback, o Período de Recuperación de la Inversión, que en este caso resulta en 12 años. Una vez hecho el estudio de viabilidad es especialmente interesante ver como varían estos indicadores económicos en función de los datos de partida introducidos en nuestra tabla Excel. Para ello se ha realizado un estudio de sensibilidad económica. 6.3.3.4 Estudio de sensibilidad económica En los datos de partida antes expuestos, la tarifa regulada, el IPC y el interés bancario se han considerado fijos. No obstante, estos valores pueden variar con las fluctuaciones del mercado y es interesante estudiar cómo afectan a la inversión de estudio. Otro análisis interesante sería estudiar cómo varían los indicadores de rentabilidad de la inversión si se modifica el porcentaje de financiación ajena. Estos análisis de sensibilidad se estudian en las cuatro páginas siguientes. VAN 69.192.800,23 € TIR 12,58% RBC 1,9220 6.3.3.4.1 El dato que se ha el IPC me dio durante los ultimos 10 años. Se ha analizar en este anali sis de sensibilidad como varían los índices de rentabilidad del proyecto si el IPC se moviera entre un 2 y un 4%. expone a continua cion se puede observar como varí rango. Como se puede obser la instalación. Los cambios no son más en el VAN. Variación del IPC se ha cogido en el an alisis de viabilidad ha sido 3 dio durante los ultimos 10 años. Se ha considerado interesante sis de sensibilidad como varían los índices de rentabilidad el IPC se moviera entre un 2 y un 4%. En la grafica que cion se puede observar como varí an el VAN y el TIR Como se puede obser var a mayor subida del IPC mayor rentabilidad de la instalación. Los cambios no en el TIR son muy pronunciados, pero Página 114 alisis de viabilidad ha sido 3 % que es considerado interesante sis de sensibilidad como varían los índices de rentabilidad En la grafica que se el VAN y el TIR en este var a mayor subida del IPC mayor rentabilidad de en el TIR son muy pronunciados, pero sí que lo 6.3.3.4.2 Variación del Se ha considerado interesante analizar la variabilid inversión si hubiera otros marcos regulatorios que retribuyeran eléctrica más barata o más cara. En la siguiente gráfica se puede apreciar esta sensibilidad a los cambios en la retribución. Como se puede ver en la gráfica, las centra dependen en gran medida del apoyo estatal. Si la tarifa regulada se bajara hasta un precio de 200 tanto la instalación no sería rentable. Con un precio de mercado eléctrico espa ñol actual en torno a los 45 que retribuyan a este tipo de generación eléctrica. Variación del régimen retributivo considerado interesante analizar la variabilid ad de nues otros marcos regulatorios que retribuyeran más barata o más cara. En la siguiente gráfica se puede apreciar esta sensibilidad a los cambios Como se puede ver en la gráfica, las centra les solares termoeléctricas dependen en gran medida del apoyo estatal. Si la tarifa regulada se bajara hasta un precio de 200 €/MWh, el VAN de la central sería negativo y por lo tanto la instalación no sería rentable. Con un precio de mercado eléctrico ñol actual en torno a los 45 €/MWh es evidente la necesidad de primas que retribuyan a este tipo de generación eléctrica. Página 115 ad de nues tra otros marcos regulatorios que retribuyeran la producción En la siguiente gráfica se puede apreciar esta sensibilidad a los cambios les solares termoeléctricas dependen en gran medida del apoyo estatal. Si la tarifa regulada se bajara €/MWh, el VAN de la central sería negativo y por lo tanto la instalación no sería rentable. Con un precio de mercado eléctrico €/MWh es evidente la necesidad de primas 6.3.3.4.3 Variación del interés bancario El dato inicial suponía un tipo de interés del 6% en el préstamo que nos concede el banco. Se ha analizado un incremento y un decremento de este valor en un 3%. Los resultados se pueden a Es evidente que el proyecto de estudio sería más rentable si el interés bancario fuera menor. No obstante, a un interés m estudiado seguiría siendo rentable, pues su TIR se mantendría por encima del 10%. Variación del interés bancario El dato inicial suponía un tipo de interés del 6% en el préstamo que nos Se ha analizado un incremento y un decremento de este pueden a preciar en la siguiente gráfica. que el proyecto de estudio sería más rentable si el interés bancario fuera menor. No obstante, a un interés m uy alto, del 9%, el proyecto estudiado seguiría siendo rentable, pues su TIR se mantendría por encima del Página 116 El dato inicial suponía un tipo de interés del 6% en el préstamo que nos Se ha analizado un incremento y un decremento de este que el proyecto de estudio sería más rentable si el interés uy alto, del 9%, el proyecto estudiado seguiría siendo rentable, pues su TIR se mantendría por encima del 6.3.3.4.4 Variación del porcentaje de financiación ajena La inversión inicial costes seme jantes difícilmente se podrían afrontar con la autofinanciación. obstante, con el fin de realizar un análisis de sensibilidad más completo se ha considerado también esta opción. La gráfica que muestra las variaciones de los índices de rentabilidad con r especto a la financiación se puede ver en la siguiente figura El VAN practicamente permanece invariable, pero el TIR sí muestra una importante subida conforme aumentamos el porcentaje de financiación ajena. Vemos en la gráfica cómo es preferible la op para financiar nuestra instalación en un alto porcentaje, incluso llegando a un 100% donde el nivel del TIR sube de manera súbita. Esto puede ser debido a los costes de oportunidad de nuestro capital y a otros aspectos como los tipo impositivos en nuestros beneficios. No obstante, aún con la autofinanciac nivel de TIR se mantiene cercano al 9%, valor aceptable que indica que la instalación puede ser rentable aún con el 100% de fondos propios. 6.3.4 LEC (Levelized Energy Cost) Variación del porcentaje de financiación ajena La inversión inicial del proyecto se sitúa en 180 millones de euros jantes difícilmente se podrían afrontar con la autofinanciación. con el fin de realizar un análisis de sensibilidad más completo se ha considerado también esta opción. La gráfica que muestra las variaciones de los índices de rentabilidad especto a la financiación se puede ver en la siguiente figura El VAN practicamente permanece invariable, pero el TIR sí muestra una importante subida conforme aumentamos el porcentaje de financiación Vemos en la gráfica cómo es preferible la op ción de acudir al banco para financiar nuestra instalación en un alto porcentaje, incluso llegando a un 100% donde el nivel del TIR sube de manera súbita. Esto puede ser debido a los costes de oportunidad de nuestro capital y a otros aspectos como los tipo impositivos en nuestros beneficios. No obstante, aún con la autofinanciac ión, opción poco atractiva, se mantiene cercano al 9%, valor aceptable que indica que la instalación puede ser rentable aún con el 100% de fondos propios. LEC (Levelized Energy Cost) Página 117 en 180 millones de euros . Unos jantes difícilmente se podrían afrontar con la autofinanciación. No con el fin de realizar un análisis de sensibilidad más completo se ha La gráfica que muestra las variaciones de los índices de rentabilidad especto a la financiación se puede ver en la siguiente figura El VAN practicamente permanece invariable, pero el TIR sí muestra una importante subida conforme aumentamos el porcentaje de financiación ción de acudir al banco para financiar nuestra instalación en un alto porcentaje, incluso llegando a un 100% donde el nivel del TIR sube de manera súbita. Esto puede ser debido a los costes de oportunidad de nuestro capital y a otros aspectos como los tipo s ión, opción poco atractiva, el se mantiene cercano al 9%, valor aceptable que indica que la instalación puede ser rentable aún con el 100% de fondos propios. Página 118 Otro punto interesante a la hora de analizar la viabilidad económica de una central de energía es el LEC. El LEC se define como el coste anual dividido por la producción media anual prevista. Para calcularlo se considera el coste de capital para la vida útil de la planta, el coste anual de operación y mantenimiento, y el coste anual de combustible fósil utilizado.     Q  V O  q O  T{W   Siendo: f cr : factor de amortización anual (Se ha considerado un factor de amortización del 7%, que entra dentro del rango establecido en la tabla de coeficientes de amortización del RD 1777/2004 (Grupo 151) C in : Coste de la inversión inicial C op : Costes de operación y mantenimiento anual C fuel : Coste del combustible utilizado anualmente Sustituyendo los valores del presente proyecto en la fórmula se obtiene: LEC = 17,883 c€/kWh El LEC es un buen indicador para comparar la viabilidad económica de distintas alternativas de producción de energía eléctrica. La siguiente tabla permite comparar el LEC obtenido con el de distintas fuentes de energía renovable. Tabla 5: LEC de las tecnologías de producción eléctrica a partir de fuentes renovables (Castro Gil, 2006) Se observa cómo el valor obtenido para la central de estudio entra dentro del rango estimado para Solar Térmica. Este rango de precios de la Página 119 solar térmica es todavía elevado comparado con otras fuentes como renovables la hidráulica, la biomasa y la eólica (la más competitiva). No obstante, tiene un LEC mucho más bajo que la fotovoltaica, lo que la convierte en la opción más interesante económicamente para aprovechar el recurso solar. Volviéndonos a centrar el LEC obtenido para la instalación de estudio es interesante compararlo con otras centrales termosolares. Las centrales más modernas como Andasol 2 o PS20 consiguen un valor de LEC en torno a 15 c€/kWh, no muy lejos del obtenido en este proyecto. No obstante, este valor obtenido no hay que tomarlo al pie de la letra ya que puede estar influenciado por unas estimaciones demasiado optimistas en lo que se refiere a costes de O&M y en electricidad generada anualmente. Dado que no existen centrales comerciales en operación, este proyecto se ha basado en las estimaciones realizadas por empresas del sector que pueden pecar de irreales. No obstante, sí que existen estudios científicos que consideran que una central fresnel mejoraría el LEC de una central CCP. Diversos artículos muestran que las centrales Fresnel comerciales mejorarían esta cifra de 0,15 c€kWh de las actuales CCP, e incluso bajarían de 0,10 c€/kWh si se emplazaran en lugares con muy altos valores de radiación como Egipto (Bockamp, 2003). 6.4 Comparativa ante una central CCP-GDV Los Colectores Cilindro Parabólicos son el tipo de concentrador solar más estudiado y utilizado en la actualidad. No obstante, como se ha visto en capítulos anteriores, la totalidad de las plantas solares construidas hasta el momento utilizan como fluido absorbedor un aceite (tecnología HTF) y no el agua (tecnología GDV) que es la opción que se está estudiando en este proyecto. Las pocas pruebas y experiencias que se han realizado con la Generación Directa de Vapor en Colectores Cilindro-Parabólicos han sido analizadas en el capítulo 3 del presenta proyecto y dan una buena idea de la viabilidad futura de esta tecnología. Al carecer de plantas comerciales, en este proyecto se ha decidido tomar como modelo de comparación la central CCP-GDV propuesta en la tesis doctoral de María José Montes Pita, titulada “Análisis y propuestas de sistemas solares de alta exergía que emplean agua como fluido calorífero”. Página 120 En el cuarto capítulo de la mencionada tesis se analizan distintas posibilidades de configuración en una central CCP de 50 MW de Generación Directa de Vapor. En este proyecto, se va a tomar como modelo de comparación la configuración sin almacenamiento, ni hibridación, ya que es la misma hipótesis que se ha seguido en la central fresnel. El emplazamiento de esta central está en el mismo lugar que la instalación Fresnel con la que se pretende comparar, el desierto de Tabernas (Almería). Según los estudios realizados en esta tesis, la potencia térmica que requiere el ciclo de potencia de esta central para funcionar en condiciones nominales es de 133.7 MW th . La presión y temperatura de entrada a la turbina se sitúan en 100 bar y 500ºC. El bloque de potencia tiene un número de extracciones igual a 4, como se puede observar en el diagrama de flujo de la siguiente figura: Figura 55: Diagrama de flujo de la central CCP-GDV Página 127 Rolf Bernhard, H. et al., 2008, “Linear Fresnel Colector demonstration on the PSA part 1 ‐ Design, construction and quality control Selig, M. , 2009, “PE1 - First fresnel solarpower plant in operation Experiences and Outlook” Svoboda, P., et al., 1997, “Comparision of direct steam generation vs. HTF technology for parabolic trough solar power plants: performance and cost”. In Proceedings of ASME International Solar Energy Conference, Washington, EEUU Zarza, E., 2002, “Generación directa de vapor con colectores solares cilindro parabólicos. Proyecto DIrect Solar Steam (DISS)”, Tesis Doctoral, Universidad de Sevilla, España Zarza, E., et al., 2006, “INDITEP: The first pre-commercial DSG solar power plant”, Solar Energy, 80(10), pp. 1270-1276. Zarza, E. et al., 2008, “Almería GDV: The first solar power plant with direct stem generation”. In Proceedings of 14 th International SolarPACES Symposium on Solar Thermal Concentrating Technologies, Las Vegas, EEUU. Página 128 ANEXO Hoja de características de la planta Puerto Errado 2