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PROYECTO FINAL DE CARRERA Título del Proyecto AUTOR Nombre del autor DIRECTOR Nombre del director ESPECIALIDAD Mecánica CONVOCATORIA Mes año PROYECTO FINAL DE CARRERA ANÁLISIS DE LA TECNOLOGÍA DE CONCENTRACIÓN SOLAR MEDIANTE COLECTORES CILINDRO PARABÓLICOS PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA AUTOR IGNACIO CIRIA REPÁRAZ DIRECTORA AMAYA MARTÍNEZ GRACIA CARMEN VELASCO CALLAU ESPECIALIDAD MECÁNICA CONVOCATORIA SEPTIEMBRE 2010 - 2 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz ÍNDICE LISTA DE FIGURAS ..............................................................................................................6 LISTA DE TABLAS ..............................................................................................................10 RESUMEN ...............................................................................................................................13 CAPÍTULO 1: ESTUDIO DE LAS TECNOLOGÍAS DE CONCENTRACIÓN SOLAR MEDIANTE COLECTORES CILINDRO PARABÓLICOS .....................15 1.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................15 1.2. EL SOL Y LA RADIACIÓN SOLAR .................................................................................17 1.2.1. La constante solar .................................................................................................18 1.2.2. Componentes de la radiación solar .......................................................................18 1.2.3. El movimiento solar ..............................................................................................20 1.2.4. Aprovechamiento de la energía solar ...................................................................21 1.3. SISTEMAS TERMOSOLARES DE CONCENTRACIÓN ................................................21 1.3.1. Clasificación de los sistemas termosolares de concentración ..............................23 i) Sistemas cilindro parabólicos .........................................................................23 ii) Concentradores lineales tipo Fresnel .............................................................23 iii) Sistemas de receptor central .........................................................................24 iv) Discos parabólicos ........................................................................................25 1.3.2. Comparación de los distintos sistemas termosolares de concentración ...............25 1.3.3. Impacto ambiental ................................................................................................30 1.3.4. Situación actual de la energía termosolar de concentración en España ................32 1.4. COLECTORES CILINDRO PARABÓLICOS ...................................................................41 1.4.1. Componentes de un colector cilindro parabólico .................................................41 i) El reflector cilindro parabólico .......................................................................42 ii) El tubo absorbedor o receptor .......................................................................42 iii) El sistema de seguimiento del sol ................................................................43 iv) La estructura metálica ..................................................................................44 - 3 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. 1.4.2. Balance energético de un colector cilindro parabólico .........................................45 1.4.2.1. Pérdidas en un colector cilindro parabólico ..........................................46 i) Pérdidas ópticas .................................................................................47 ii) Pérdidas geométricas ........................................................................48 iii) Pérdidas térmicas .............................................................................49 1.4.2.2. Rendimiento de un colector cilindro parabólico ...................................50 1.4 3. El ciclo de potencia en las plantas termosolares ...................................................52 1.4.3.1. Ciclos de turbina de vapor ....................................................................53 CAPÍTULO 2: SOLAR ADVISOR MODEL ..................................................................57 2.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................57 2.2. ANÁLISIS DE LOS SISTEMAS DE COLECTORES CILINDRO PARABÓLICOS MEDIANTE SAM .......................................................................................................................60 2.2.1. Archivo meteorológico .........................................................................................62 2.2.2. Módulo del campo solar .......................................................................................62 2.2.3. Colector cilindro parabólico y tubo absorbedor ..................................................66 2.2.4. Módulo del bloque de potencia ............................................................................68 2.2.5. Módulo de distribución y almacenamiento ..........................................................70 2.2.6. Costes ....................................................................................................................71 2.3. RESULTADOS OBTENIDOS DEL ANÁLISIS ................................................................72 2.3.1. Resumen de resultados .........................................................................................72 2.3.2. Resultados horarios simulación ............................................................................73 CAPÍTULO 3: DISEÑO DE UNA PLANTA TERMOSOLAR EN ESPAÑA ....... 76 3.1. ELECCIÓN DEL EMPLAZAMIENTO ADECUADO POR SU IRRADIACIÓN SOLAR PARA LA PLANTA TERMOSOLAR .......................................................................................77 3.2. ELECCIÓN DEL TAMAÑO DE LA PLANTA TERMOSOLAR .....................................82 3.3. ELECCIÓN DEL FLUIDO CALORÍFERO A EMPLEAR EN LA PLANTA TERMOSOLAR ..........................................................................................................................84 3.3.1. Uso de aceite como fluido de trabajo en el campo solar ......................................85 - 4 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz 3.3.2. Uso de sales fundidas como fluido de trabajo en el campo solar .........................88 3.3.3. Uso de agua-vapor como fluido de trabajo en el campo solar ..............................90 3.4. ELECCIÓN DEL COLECTOR CILINDRO PARABÓLICO A EMPLEAR DE LA PLANTA TERMOSOLAR .........................................................................................................92 3.5. ELECCIÓN DEL TUBO ABSORBEDOR A EMPLEAR EN LA PLANTA TERMOSOLAR...........................................................................................................................97 3.6. ELECCIÓN DE LA TURBINA DE VAPOR A EMPLEAR EN LA PLANTA TERMOSOLAR ........................................................................................................................101 3.7. ELECCIÓN DEL SISTEMA DE ALMACENAMIENTO A EMPLEAR EN LA PLANTA TERMOSOLAR ........................................................................................................................106 3.8. ELECCIÓN DE LA CONFIGURACIÓN DE LA PLANTA TERMOSOLAR ................111 3.8.1. Apoyo de combustible fósil ................................................................................111 3.8.2. Tamaño del campo solar y del sistema almacenamiento térmico .......................113 3.8.3. Envíos desde los sistemas de almacenamiento y de apoyo fósil ........................117 3.9. DIMENSIONAMIENTO, ESTIMACIONES INICIALES Y CÁLCULOS DE UNA CENTRAL TERMOSOLAR MEDIANTE EL PROGRAMA DE ORDENADOR “SOLAR ADVISOR MODEL” ................................................................................................................124 3.9.1. Dimensionamiento de la central termosolar .......................................................125 3.10. ANÁLISIS TERMODINÁMICO DEL CICLO DE POTENCIA ....................................132 CAPÍTULO 4: ANÁLISIS DE RESULTADOS Y CONCLUSIONES .................. 139 4.1. INTRODUCCIÓN ..............................................................................................................139 4.2. ANÁLISIS DE RESULTADOS .........................................................................................139 4.2.1. Datos características planta ................................................................................140 4.2.2. Datos simulación horaria ....................................................................................146 4.3. ESTUDIO ECONÓMICO ..................................................................................................162 4.3.1. Inversión .............................................................................................................163 4.3.2. Evaluación de ingresos y gastos .........................................................................164 4.3.2.1. Costes .................................................................................................166 4.3.2.2. Ingresos ..............................................................................................168 4.3.3. Análisis financiero ..............................................................................................171 - 5 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. 4.3.4. Valoración del proyecto ......................................................................................177 4.4. CONCLUSIONES, RECOMENDACIONES Y LAS ACTUALES LÍNEAS DE I+D ....180 BIBLIOGRAFÍA GENERAL DEL PROYECTO FINAL DE CARRERA ........................188 ANEXO I: Listado de variables que utiliza la aplicación “Solar Advisor Model” ...................193 ANEXO II: Localización de las centrales termosolares en España ..........................................195 ANEXO III: Especificaciones técnicas del colector Eurotrough ..............................................196 ANEXO IV: Especificaciones técnicas del fluido de caloportador Therminol VP-1 ...............203 ANEXO V: Especificaciones técnicas del tubo receptor Schott PTR 70 ..................................213 ANEXO VI: Especificaciones técnicas de la turbina Siemens SST-700 DHR .........................217 - 6 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz LISTA DE FIGURAS Figura 1.1. De izquierda a derecha, un disco parabólico, un concentrador lineal tipo Fresnel, un sistema de receptor central y un colector cilindro parabólico ........................................16 Figura 1.2. Esquema general de una central termosolar ..............................................................17 Figura 1.3. Mapa solar de España. ..............................................................................................20 Figura 1.4. Colector cilindro parabólico ......................................................................................23 Figura 1.5. Concentrador lineal tipo Fresnel ...............................................................................24 Figura 1.6. Sistema de receptor central .......................................................................................24 Figura 1.7. Discos parabólicos ....................................................................................................25 Figura 1.8. Esquema de funcionamiento de la planta SEGS-VIII y SEGS-IX. ..........................29 Figura 1.9. Previsiones de conexión de las próximas centrales termosolares en España.............35 Figura 1.10. Andasol 1 ................................................................................................................38 Figura 1.11. Montaje de los colectores cilindro parabólicos en el campo solar de la central Lebrija 1 ..........................................................................................................................40 Figura 1.12. Funcionamiento de un colector solar cilindro parabólico .......................................41 Figura 1.13. Espejos reflectantes de un concentrador cilindro parabólico ..................................42 Figura 1.14. Esquema de un tubo absorbedor de un colector cilindro parabólico ......................43 Figura 1.15. Seguimiento solar típico de un CCP .......................................................................44 Figura 1.16. Orientación Este-Oeste ...........................................................................................44 Figura 1.17. Estructura del colector Eurotrough .........................................................................45 Figura 1.18. Ángulo de aceptancia de un CCP ............................................................................46 Figura 1.19. Pérdidas ópticas en un CCP ....................................................................................47 Figura 1.20. Pérdidas geométricas debidas a sombras entre filas paralelas ................................48 Figura 1.21. Corte longitudinal de un CCP, mostrando el ángulo de incidencia ........................49 Figura 1.22. Diagrama de pérdidas y rendimientos de un CCP ..................................................52 Figura 1.23. Representación del ciclo termodinámico de Carnot en el diagrama T-S ................52 Figura 1.24. Esquema básico de un ciclo de Rankine, donde se muestran todos los equipos físicos por los que pasa el agua al describir el ciclo .......................................................54 Figura 1.25. Diagrama T-S de un ciclo de Rankine básico .........................................................54 Figura 2.1. Programa de análisis de sistemas solares “Solar Advisor Model” ............................58 Figura 2.2. Diagrama de bloques de SAM ..................................................................................61 Figura 2.3. Pagina de entrada del módulo del campo solar .........................................................66 Figura 2.4. Diagrama del módulo del bloque de potencia ...........................................................68 Figura 2.5. Pagina de entrada del módulo del bloque de potencia ..............................................69 Figura 2.6. Esquema del sistema de almacenamiento indirecto en dos tanques de sales fundidas .........................................................................................................................................70 Figura 3.1. Zonas geográficas adecuadas para la instalación de centrales termosolares .............77 Figura 3.2. Ubicación geográfica del emplazamiento estudiado del desierto del Sahara ...........79 Figura 3.3. Ubicación geográfica del emplazamiento estudiado del desierto de Tabernas .........80 - 7 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. Figura 3.4. Ubicación geográfica del emplazamiento estudiado del desierto de Bardenas Reales .........................................................................................................................................81 Figura 3.5. Vista aérea de la plataforma solar que el CIEMAT tiene en Almería ......................82 Figura 3.6. Fases de entrada en funcionamiento de los proyectos incluidos en el registro de preasignaciones ...............................................................................................................84 Figura 3.7. Lazo de colectores cilindro parabólico del proyecto DISS en la PSA ......................85 Figura 3.8. Variación de las propiedades del Syltherm 800 y del Therminol VP-1 con la temperatura – Calor específico .......................................................................................86 Figura 3.9. Variación de las propiedades del Syltherm 800 y del Therminol VP-1 con la temperatura – Densidad ..................................................................................................87 Figura 3.10. Variación de las propiedades del Syltherm 800 y del Therminol VP-1 con la temperatura – Conductividad térmica .............................................................................87 Figura 3.11. Variación de las propiedades del Syltherm 800 y del Therminol VP-1 con la temperatura – Viscosidad ...............................................................................................87 Figura 3.12. Comparación de la sal fundida Hitec XL y del aceite Therminol VP-1 para ver como varían sus propiedades físicas con la temperatura - Calor específico ..................89 Figura 3.13. Comparación de la sal fundida Hitec XL y del aceite Therminol VP-1 para ver como varían sus propiedades físicas con la temperatura – Densidad .............................89 Figura 3.14. Comparación de la sal fundida Hitec XL y del aceite Therminol VP-1 para ver como varían sus propiedades físicas con la temperatura - Conductividad térmica ........89 Figura 3.15. Comparación de la sal fundida Hitec XL y del aceite Therminol VP-1 para ver como varían sus propiedades físicas con la temperatura – Viscosidad ..........................90 Figura 3.16. Parte de atrás de la estructura de un colector LS-2 .................................................93 Figura 3.17. Parte de atrás de la estructura de un colector LS-3 .................................................93 Figura 3.18. Filas de colectores SKAL-ET en la planta solar Andasol-1 ...................................95 Figura 3.19. Parte de atrás de la estructura de un colector Solargenix ........................................95 Figura 3.20. Tubo absorbedor Siemens UVAC 2010 ..................................................................98 Figura 3.21. Esquema de los componentes del tubo absorbedor Siemens UVAC 2010 .............98 Figura 3.22. Tubo absorbedor Schott PTR 70 .............................................................................98 Figura 3.23. Imagen de la planta que tiene la firma Schott en Aznalcóllar (Sevilla) para la fabricación de tubos absorbedores ................................................................................101 Figura 3.24. Turbina SST-700 DHR de Siemens ......................................................................104 Figura 3.25. Proyectos que utilizan la turbina SST-700 DHR de Siemens ..............................104 Figura 3.26. Esquema de una turbina MHI de 150 MW con recalentamiento de dos cilindros .......................................................................................................................................105 Figura 3.27. Vista de una turbina MHI de 150 MW con recalentamiento de un cilindro .........106 Figura 3.28. Optimización del múltiplo solar en función del almacenamiento y del coste de la energía ..........................................................................................................................114 Figura 3.29. Variación del factor de capacidad en función de las horas de almacenamiento y de los múltiplos solares asociados a estas .........................................................................115 Figura 3.30. Variación de la producción eléctrica anual en función de las horas de almacenamiento y de los múltiplos solares asociados a éstas ......................................116 - 8 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz Figura 3.31. Periodos de envío ..................................................................................................117 Figura 3.32. Calendario de distribución ....................................................................................118 Figuras 3.33. Comparación de la demanda eléctrica entre un día entre semana y un día de fin de semana en España .........................................................................................................119 Figura 3.34. Producción eléctrica sin apoyo de combustible fósil ............................................121 Figura 3.35. Producción eléctrica con apoyo de combustible fósil ...........................................121 Figura 3.36. Esquema de la central termoeléctrica Andasol 1 ..................................................123 Figura 3.37. Diagrama de bloques de SAM ..............................................................................125 Figura 3.38. Configuración de un lazo de cuatro colectores Eurotrough ET150 .....................132 Figura 3.39. Esquema de generador de vapor desde el punto de vista del aceite ......................133 Figura 3.40. Esquema del ciclo de potencia agua-vapor ...........................................................134 Figura 3.41. Ciclo de potencia de la planta termosolar .............................................................135 Figura 4.1. Producción eléctrica neta para cada mes del año en kWh ......................................140 Figura 4.2. Perfil medio de la producción eléctrica neta en términos de potencia (MW) de los días del mes de julio de la central termosolar ..............................................................141 Figura 4.3. Consumo horario en un día de verano en España ...................................................141 Figura 4.4. Evolución de los costes de generación solar en c€/kWh ........................................144 Figura 4.5. Factor de capacidad energías renovables ................................................................145 Figura 4.6. Factor de capacidad energías convencionales .........................................................146 Figura 4.7. Flujos de energía anuales en la central termosolar en kWh ....................................147 Figura 4.8. Radiación normal directa el día 21 de junio ...........................................................149 Figura 4.9. Limitación de la radiación solar directa que llega a la superficie de los colectores debida al ángulo de incidencia (medias horarias mensuales) .......................................150 Figura 4.10. Comparación entre la radiación normal directa incidente con la energía absorbida por el campo solar .........................................................................................................152 Figura 4.11. Pérdidas ópticas y geométricas en los colectores del campo ................................152 Figura 4.12. Influencia de las pérdidas térmicas en el campo solar (medias horarias mensuales) .......................................................................................................................................153 Figura 4.13. Pérdidas térmicas en los tubos absorbedores y en las tuberías del campo solar y geométricas en los colectores del campo ......................................................................154 Figura 4.14. Energía de calentamiento del campo (media horaria mensual) ............................155 Figura 4.15. Producción eléctrica neta ......................................................................................156 Figura 4.16. Influencia de las pérdidas parásitas en la producción eléctrica ............................157 Figura 4.17. Energía térmica equivalente a la energía eléctrica generada por la caldera auxiliar .......................................................................................................................................157 Figura 4.18. Energía de puesta en marcha del bloque de potencia (media horaria mensual) ....158 Figura 4.19. Influencia de las pérdidas en el sistema de almacenamiento ................................159 Figura 4.20. Comparativa entre la energía desperdiciada porque el TES esta lleno y la energía desperdiciada por rebosar la capacidad de entrada al TES o al bloque de potencia .....160 Figura 4.21. Funcionamiento de la planta termosolar-1 ............................................................161 Figura 4.22. Funcionamiento de la planta termosolar-2 ............................................................162 - 9 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. Figura 4.23. Funcionamiento de la planta termosolar-3 ............................................................162 Figura 4.24. Pool media anual ...................................................................................................170 Figura 4.25. El cinturón solar terrestre ......................................................................................181 - 16 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz diseñado equipos capaces de captar estos tipos de energía y transformarla para su aprovechamiento. Cuando hablamos de concentración solar, nos referimos a una serie de sistemas basados en distintas tecnologías desarrolladas para la conversión de la componente directa de la radiación solar en otra forma de energía, apta para su utilización inmediata o para su almacenamiento, mediante el uso de concentradores. Entre estas tecnologías existen cuatro que destacan sobre las demás por su elevado grado de desarrollo: los sistemas de colectores cilindro parabólicos, los concentradores lineales tipo Fresnel, los sistemas de receptor central y los discos parabólicos. Los dos primeros concentran la radiación solar en un eje (dos dimensiones), mientras que los dos últimos lo hacen en un punto (tres dimensiones), pudiendo alcanzar así mayores relaciones de concentración. Figura 1.1. De izquierda a derecha, un disco parabólico, un concentrador lineal tipo Fresnel, un sistema de receptor central y un colector cilindro parabólico. (Fuente: http://www.rankingsolar.com) Los campos de aplicación de la energía solar térmica de concentración son muy amplios: calor de proceso, desalación, combustibles solares, etc., pero donde estos sistemas han alcanzado su mayor grado de desarrollo ha sido en el campo de la generación eléctrica, dando lugar a las conocidas como Centrales Termosolares. Estas centrales constituyen el medio más económico para la generación de electricidad a partir de la energía solar y añaden las ventajas correspondientes a una fuente renovable y respetuosa con el medio ambiente. Será en este campo, la generación eléctrica, en el que se va a centrar este proyecto. Esquemáticamente, una central termosolar se compone de un sistema colector, un sistema receptor y un sistema de conversión de potencia, pudiendo además incorporar un sistema de almacenamiento térmico y un sistema de apoyo de combustible fósil. | } - 17 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. El sistema colector capta y concentra la radiación solar sobre el receptor, donde la energía radiante se convierte en energía térmica, la cual finalmente se transforma en energía eléctrica en el sistema de conversión de potencia (ciclo termodinámico + alternador eléctrico). Estas centrales termosolares pueden integrarse con un sistema de almacenamiento térmico o en operación híbrida con otros combustibles, así ofrecen una potencia firme y energía eléctrica despachable a las necesidades de la demanda. También de este modo son aptas para cargas punta y cargas base y la electricidad que generan se inyecta directamente a la red eléctrica. Las centrales termosolares pueden llegar a sustituir algún día a las centrales eléctricas convencionales basadas en la quema de combustibles fósiles, lo que reduciría las emisiones de gases de efecto invernadero que provocan el cambio climático. Figura 1.2. Esquema general de una central termosolar. (Fuente: Mendieta Cruz y Pérez Montes, 2008) Antes de comenzar con el estudio de las tecnologías solares de concentración, se estima oportuno dedicar un apartado a ciertos aspectos importantes relativos a la energía solar, como son los tipos de radiación solar que existen a nivel de la superficie terrestre, y los distintos aprovechamientos que se hacen de ella. 1.2. EL SOL Y LA RADIACIÓN SOLAR La energía del sol llega a la tierra a través de los rayos solares que se propagan por el espacio en forma de ondas electromagnéticas de energía. Este fenómeno físico es conocido comúnmente con el nombre de radiación solar. - 18 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz Las ondas electromagnéticas se caracterizan por la frecuencia con que se repiten completamente por unidad de tiempo. La frecuencia se mide en hercios y cuanto mayor sea ésta o lo que es lo mismo, mayor sea el número de oscilaciones, mayor es la cantidad de energía transportada por la onda. Se denomina longitud de onda al cociente entre la velocidad de la luz (3·108 m/s) y la frecuencia. Así, cuanto más pequeña sea la longitud de onda mayor será la frecuencia y más energía transportará. 1.2.1. La constante solar La constante solar es la intensidad del flujo de radiación solar que incide sobre una unidad de superficie, medida en la parte externa de la atmósfera terrestre en un plano perpendicular a los rayos del sol. La constante solar tiene un valor de 1367 W/m2. No es un valor fijo ya que sufre ligeras variaciones a lo largo del año (aproximadamente ± 7 W/m2) debido a que la órbita terrestre no es circular sino elíptica. Supone un aporte energético anual sobre el planeta equivalente a 20 veces la energía almacenada en todas las reservas de combustibles fósiles del mundo (López Cózar, 2006). 1.2.2. Componentes de la radiación solar Hay que tener en cuenta que toda la radiación solar que incide sobre la atmósfera no llega hasta la superficie de la tierra. Los rayos solares al entrar en contacto y atravesar el obstáculo que supone la atmósfera sufren una serie de fenómenos físicos entre los que cabe destacar: • Reflexión. Una parte de la radiación se refleja en la parte superior de las nubes (tipo un espejo). • Difusión. Los rayos solares chocan con las moléculas gaseosas y partículas de polvo en suspensión difundiéndose en todas direcciones, de forma que una parte vuelve al espacio. • Absorción. Una parte de la radiación es absorbida por las moléculas presentes en la atmósfera. Por ejemplo, a una altura de la superficie terrestre de entre 15 y 40 km se encuentra la capa de ozono, la cual absorbe principalmente las radiaciones de los rayos ultravioletas. - 19 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. Como resultado de los anteriores fenómenos físicos, un objeto situado en la superficie terrestre recibirá los siguientes tipos de radiación: • Radiación directa. Es la radiación solar que alcanza la superficie terrestre sin que haya sufrido ningún cambio de dirección en su recorrido. Esta radiación en días nublados es muy pequeña y provoca sombras. • Radiación difusa. La que llega a la superficie terrestre después de haber cambiado varias veces de dirección debido a los procesos de reflexión y difusión al atravesar la atmósfera. A mayor nubosidad más importante es la radiación difusa. • Radiación reflejada. La parte de radiación reflejada por el terreno y otros elementos de la superficie terrestre y que puede ser reabsorbida por otros objetos. Al cociente entre la radiación reflejada y la incidente en la superficie terrestre se le llama radiación de albedo. En días despejados la radiación directa será mucho mayor que la difusa. La radiación difusa puede llegar a significar el 10-15% en días claros y hasta un 95% en días nublados. A lo largo del año la radiación difusa supone aproximadamente un tercio de la radiación total que llega la superficie terrestre (AVEN, 2009). La radiación total será la suma de la radiación directa, difusa y reflejada. La palabra radiación a secas se suele utilizar como concepto genérico. Para definir la energía solar que llega a una superficie se utilizan las siguientes magnitudes: • Irradiancia: Potencia solar incidente por unidad de superficie sobre un plano dado. Se expresa en W/m2. • Irradiación: Energía incidente por unidad de superficie sobre un plano dado, obtenida por integración de la irradiancia durante un intervalo de tiempo dado, normalmente una hora o un día. Se expresa en MJ/m2 o kWh/m2. La cantidad de radiación directa que una superficie recibe depende del ángulo formado entre ésta y los rayos solares incidentes, (ángulo de incidencia). Si la superficie está situada perpendicularmente a los rayos solares la radiación directa será máxima, disminuyendo a medida que aumenta el ángulo que forman los rayos con la normal al plano en que inciden. - 20 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz 1.2.3. El movimiento solar Diariamente la tierra efectúa una rotación completa sobre sí misma dando lugar a los días, aunque habitualmente se dice que el sol sale por el Este y se oculta por el Oeste como si fuese el sol quien realizase el movimiento. Con el fin de definir correctamente la posición del sol en cada momento con respecto a un punto situado en la tierra se utilizan dos coordenadas, el azimut solar y la altura solar. El azimut es el ángulo de giro del sol con respecto al sur geográfico medido sobre el plano horizontal. Un valor de 0º del azimut se dará cuando el sol esté exactamente sobre el Sur geográfico y coincidirá con el mediodía solar. La altura solar es el ángulo que forman los rayos solares sobre la horizontal. Este valor varía a lo largo del día y del año. El sol sale desde la horizontal para llegar a su máxima altura al mediodía solar y luego ir disminuyendo hasta que se pone por el Oeste. Además, cada día del año el sol alcanza una altura diferente consiguiendo la altura máxima durante el solsticio de verano (21 de junio en el hemisferio Norte) y la altura mínima durante el solsticio de invierno (21 de diciembre en el hemisferio Norte). El azimut y la altura solar, así como las horas de sol diarias y la radiación solar, varían con la posición que se ocupe en la tierra. Figura 1.3. Mapa solar de España. La cifra superior representa la energía en kWh por m2. La inferior el numero de horas de sol al año. (Fuente: López Cózar, 2006) - 21 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. Para determinar la posición de un objeto en la tierra recurrimos a los siguientes parámetros: • Latitud. Ángulo que forma la vertical de un punto de la superficie de la tierra y el plano del ecuador. Se considera positiva en el hemisferio Norte y negativa en el hemisferio Sur. • Longitud. Arco del ecuador comprendido entre el meridiano de un lugar y un meridiano de referencia, el meridiano de Greenwich. 1.2.4. Aprovechamiento de la energía solar Conviene subrayar que el nivel de radiación solar que llega a la superficie de la tierra es relativamente moderado e incluso muy bajo para las aplicaciones industriales, lo cual comporta numerosos problemas que en definitiva se manifiestan como dificultades de coste y de tecnología para aprovechar esta energía. En el caso de necesitarse flujos de energía no muy altos, se puede utilizar radiación difusa, que tiene la ventaja de no requerir ningún tipo de movimiento de los paneles solares para hacer un seguimiento del sol a lo largo de su trayectoria diurna. Por el contrario, si las aplicaciones energéticas requieren mayores valores de flujo de radiación, hay que concentrar la radiación solar, y ello sólo puede hacerse con la radiación directa, lo cual restringe la ubicación de estas aplicaciones a lugares de gran insolación, ya que de otra forma se encontrarían muy pocas horas al año de radiación útil a los efectos buscados por este tipo de colectores. 1.3. SISTEMAS TERMOSOLARES DE CONCENTRACIÓN Como se ha comentado anteriormente, en una central termosolar la energía primaria es la radiación solar. Esta energía, cuando llega a la superficie de la tierra, tiene una densidad energética insuficiente para poder alcanzar, mediante los procesos de absorción térmica convencionales, temperaturas de trabajo suficientemente elevadas como las requeridas por los ciclos de potencia de las centrales termosolares para funcionar con rendimientos aceptables. Se hace necesario entonces concentrar la radiación del sol de tal forma que el flujo energético se multiplique. Por lo tanto, los sistemas termosolares de concentración se van a caracterizar por el uso de dispositivos que redireccionan la radiación solar incidente sobre una determinada superficie, superficie captadora, AC, y la concentran sobre una superficie de menor tamaño superficie - 22 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz receptora, ARec o simplemente, receptor. El cociente de las áreas de estas dos superficies se denomina razón de concentración, C. cRe C A A C La máxima razón de concentración que puede obtenerse depende de la distribución angular de la radiación. Si se supone que los rayos solares son perfectamente paralelos, no existe límite teórico a la razón de concentración, siendo la geometría óptima del concentrador la de un paraboloide de revolución que se mueve de tal forma que siempre esté orientado hacia el sol. Cuanto mayor sea la razón de concentración solar de un colector, mayor es la temperatura alcanzable, pero a la vez más complicado el seguimiento del movimiento aparente del sol. Aspectos positivos del uso de concentradores  La cantidad de energía sobre la superficie de absorción por unidad de área crece, con lo cual se pueden alcanzar las altas temperaturas requeridas por los ciclos termodinámicos de potencia convencionales.  Reducen las pérdidas de calor al utilizar un receptor de menor área mejorando el rendimiento térmico.  Los costes se reducen pues se reemplaza un receptor costoso por un área reflectora menos cara y más duradera.  Se obtienen altas temperaturas incluso en invierno. Aspectos negativos del uso de concentradores  Trabajan sólo con la componente directa de la radiación solar, quedando restringido su uso a lugares con altas tasas de insolación.  Las superficies reflectivas pueden perder su reflectancia con el tiempo, además requieren de una protección selectiva y de limpieza y mantenimiento periódicos. - 23 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica.  Cuanto más alta sea la temperatura a la cual la energía tiene que ser entregada en un concentrador, mayor deberá ser la razón de concentración. Para lograr esto, la geometría del concentrador necesita ser la más precisa posible, así como del sistema que permite el seguimiento solar, lo que se ve reflejado en los costes de los sistemas termosolares. 1.3.1. Clasificación de los sistemas termosolares de concentración Conforme a la razón de concentración se distinguen los siguientes sistemas termosolares de concentración: i) Sistemas cilindro parabólicos: estos sistemas utilizan espejos en forma de canales parabólicos que enfocan la luz solar sobre receptores tubulares de alta eficiencia, por los cuales circula un fluido térmico. Este fluido, normalmente aceite, es calentado a temperaturas de hasta 400°C y se bombea a través de una serie de intercambiadores de calor para producir vapor sobrecalentado, el cual acciona una turbina de vapor y un generador eléctrico convencional para producir electricidad mediante un ciclo Rankine. La eficiencia solar-eléctrica alcanzada por estas centrales está sobre el 15%. Con estos sistemas se consiguen razones de concentración entre 70 y 100. Figura 1.4. Colector cilindro parabólico. (Fuente: http://www.solarweb.net) ii) Concentradores lineales tipo Fresnel: es también una tecnología de un solo eje de seguimiento, pero difiere del colector cilindro parabólico porque el absorbedor está fijo en el espacio, en la zona focal. Utiliza reflectores planos, simulando un espejo curvo por variación del ángulo ajustable de cada fila individual de espejos, en relación con el absorbedor. Destaca por la - 24 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz sencillez constructiva y por su bajo coste. Las eficiencias solar-eléctrica alcanzadas por estas centrales están en el rango de 8 a 10%. Se consiguen razones de concentración entre 30 y 70. Figura 1.5. Concentrador lineal tipo Fresnel. (Fuente: http:// www.solarpaces.org) iii) Sistemas de receptor central: utilizan un gran campo de espejos planos con seguimiento en dos ejes, llamados helióstatos, que siguen al sol para enfocar la radiación solar en un receptor central (intercambiador de calor) montado en lo alto de una torre y producen temperaturas aproximadas de 500 a 1500ºC. Estas plantas son ideales para escalarse en el rango de 30 a 400 MW. Las eficiencias solar-eléctrica alcanzadas por estas centrales están en el rango del 15- 20%. Los factores de concentración que se consiguen en este caso oscilan entre 600 y 1000. Figura 1.6. Sistema de receptor central. (Fuente: http://www.solarweb.net) iv) Discos parabólicos: estos sistemas consisten en un concentrador en forma de plato parabólico con un receptor en la zona focal. Estos concentradores se montan en una estructura - 25 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. con un sistema de seguimiento en dos ejes. El calor colectado es utilizado directamente por un motor térmico montado en el receptor que se mueve con la estructura del plato. Los motores de ciclo Stirling y de ciclo Brayton se utilizan actualmente para la conversión de energía térmica a mecánica-eléctrica. Este tipo tecnología es actualmente la más eficiente de todas las tecnologías solares, con cerca de 25% de eficiencia neta de conversión de la energía solar a eléctrica. Las razones de concentración también son las más altas, entre 1000 y 5000. Figura 1.7. Discos parabólicos. (Fuente: www.sitiosolar.com) 1.3.2. Comparación de los distintos sistemas termosolares de concentración En este apartado se comparan las distintas tecnologías de concentración solar existentes actualmente y también se van a exponer los motivos por los que se ha elegido la tecnología de colectores cilindro parabólico para la realización de este proyecto final de carrera. Las razones de dicha elección se pueden resumir en los siguientes tres puntos:  De las tres tecnologías actuales de centrales térmicas solares descritas anteriormente, las plantas con colectores cilindro parabólicos son las que cuentan actualmente con una mayor experiencia comercial.  Las centrales térmicas solares con colectores cilindro parabólicos son las que presentan actualmente un menor coste para generar electricidad. - 32 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz Esta ocupación de terrenos en algunos emplazamientos específicos podría tener incidencia sobre la flora y la fauna del emplazamiento, aunque el impacto no es superior al de cualquier planta convencional. En el caso del impacto visual, las plantas de tecnología cilindro parabólica la altura es inferior a 4 metros, lo que significa que a 100 m de distancia el impacto visual es nulo por ser el ángulo visual menor de 2.5º (Mooney, 2006). Por otro lado, desmontar una central termoeléctrica no entraña ninguna dificultad por lo que se podría hablar de reversibilidad, ya que la mayoría de los materiales que se utilizan en las plantas (acero, cristal, etc.) se pueden reciclar. 1.3.4. Situación actual de la energía termosolar de concentración en España En la actualidad hay diez plantas termosolares operativas en territorio español. Andalucía es la Comunidad Autónoma que cuenta con más centrales (6), seguida de Extremadura (2), Castilla La Mancha (1) y Murcia (1). Por provincia, la que más tiene es Sevilla, donde operan cuatro plantas. Le siguen Granada y Badajoz, con dos centrales, y Ciudad Real y Murcia con una central cada una. Entre todas ellas totalizan una potencia nominal de 382.4 MW. A continuación se describen las características de cada una de estas plantas: TABLA 1.3. PS10, DE ABENGOA EN SANLUCAR LA MAYOR, SEVILLA. Entrada en funcionamiento Mediados de 2007 Tipo de tecnología Receptor central Potencia nominal 11 MW Superficie total 55 ha Superficie de captación 75000 m2 Fluido de trabajo Vapor saturado Temperatura 250ºC Capacidad de almacenamiento 0.5 horas Sistema de almacenamiento Tanques de vapor saturado Esta planta entró en la historia al convertirse en la primera planta de nueva generación en conectarse a la red 17 años después de que lo hiciera la última de las centrales SEGS en California en 1990. - 33 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. TABLA 1.4. ANDASOL 1 Y 2, DE ACS COBRA EN ALDEIRE, GRANADA. Entrada en funcionamiento ANDASOL1: finales de 2008 y ANDASOL2: mediados de 2009 Tipo de tecnología Cilindro parabólico con almacenamiento térmico Potencia nominal 50 MW Superficie total 195 ha Superficie de captación 510000 m2 Fluido de trabajo Aceite sintético Temperatura 392ºC Capacidad de almacenamiento 7.5 horas Sistema de almacenamiento 2 tanques de sales fundidas Han sido las primeras plantas comerciales en el mundo en utilizar un sistema de almacenamiento térmico de gran tamaño en sales fundidas. TABLA 1.5. PS20, DE ABENGOA EN SANLUCAR LA MAYOR, SEVILLA. Entrada en funcionamiento Principios de 2009 Tipo de tecnología Receptor central Potencia nominal 20 MW Superficie total 80 ha Superficie de captación 150000 m2 Fluido de trabajo Vapor saturado Temperatura 250ºC Capacidad de almacenamiento 0.5 horas Sistema de almacenamiento Tanques de vapor saturado TABLA 1.6. SOLNOVA 1 Y SOLNOVA 2 EN SANLUCAR LA MAYOR, SEVILLA Entrada en funcionamiento SOLNOVA1 finales de 2009 y SOLNOVA 2 principios de 2010 Tipo de tecnología Cilindro parabólico sin almacenamiento térmico Potencia nominal 50 MW Superficie total 115 ha Superficie de captación 300000 m2 Fluido de trabajo Aceite sintético Temperatura 392ºC Capacidad de almacenamiento - Sistema de almacenamiento - - 34 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz TABLA 1.7. IBERSOL, DE IBERDROLA EN PUERTOLLANO, CIUDAD REAL Entrada en funcionamiento Mediados de 2009 Tipo de tecnología Cilindro parabólico sin almacenamiento térmico Potencia nominal 50 MW Superficie total 140 ha Superficie de captación 300000 m2 Fluido de trabajo Aceite sintético Temperatura 390ºC Capacidad de almacenamiento - Sistema de almacenamiento - TABLA 1.8. LA RISCA, DE ACCIONA EN ALVARADO, BADAJOZ. Entrada en funcionamiento Mediados de 2009 Tipo de tecnología Cilindro parabólico sin almacenamiento térmico Potencia nominal 50 MW Superficie total 130 ha Superficie de captación 300000 m2 Fluido de trabajo Aceite sintético Temperatura 390ºC Capacidad de almacenamiento - Sistema de almacenamiento - TABLA 1.9. EXTRESOL 1 DE ACS-COBRA EN TORRE DE MIGUEL, CIUDAD REAL. Entrada en funcionamiento Finales de 2009 Tipo de tecnología Cilindro parabólico con almacenamiento térmico Potencia nominal 50 MW Superficie total 195 ha Superficie de captación 510000 m2 Fluido de trabajo Aceite sintético Temperatura 392ºC Capacidad de almacenamiento 7.5 horas Sistema de almacenamiento 2 tanques de sales fundidas - 35 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. TABLA 1.10. PE1, DE NOVATEC / PROINTEC EN PUERTO ERRADO, MURCIA. Entrada en funcionamiento Principios de 2009 Tipo de tecnología concentradores lineales tipo Fresnel sin almacenamiento térmico Potencia nominal 1.4 MW Superficie total 5 ha Superficie de captación 18000 m2 Fluido de trabajo Vapor saturado Temperatura 270ºC Capacidad de almacenamiento - Sistema de almacenamiento - Aparte de las centrales en operación ya comentadas, existen en España otras dieciséis nuevas centrales en un estado de construcción avanzada, y que totalizan 768 MW. Entrarán en funcionamiento dentro de este año 2010 y junto con las ya operativas elevarán la potencia instalada a 831 MW, lo que triplicará prácticamente la capacidad instalada en la actualidad. Figura 1.9. Previsiones de conexiones de las próximas centrales termosolares en España. (Fuente: Protermosolar, 2010) Además de las centrales nombradas anteriormente, existen treinta y cuatro centrales con preasignación de retribución que totalizan 1372 MW. En total, en España se contará con sesenta plantas termosolares distribuidas en once provincias que estarán finalizadas en 2013, y la potencia instalada en España ascenderá a 2500 MW. - 36 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz España se ha convertido en el país de referencia, en el número uno en cuanto a la cantidad de proyectos y a la potencia instalada de centrales termosolares. Pero eso sólo no es lo más significativo, lo más importante es que este gran desarrollo se esta llevando a cabo con tecnología nacional propia. A continuación, se van a citar las empresas españolas más importantes del sector, así como los proyectos más relevantes en los que participan. La información se ha obtenido de diversas fuentes: las propias empresas, prensa especializada, etc., intentando en todo momento que sea lo más actualizada posible. ABENGOA  Abengoa Solar centra su actividad en la promoción, diseño, construcción y operación de plantas de generación de energía eléctrica que aprovechan el sol como fuente primaria de energía.  Abengoa Solar dispone del conocimiento y la tecnología propia para la construcción de plantas solares termoeléctricas.  Es la empresa con más proyectos en promoción, estudio y autorizaciones administrativas concedidas en España (más de 70 proyectos).  En España, el proyecto más importante de la empresa Abengoa es la Plataforma Solúcar. Supondrá una potencia instalada de 300 MW, 50 MW a partir de tecnología de torre, 250 MW obtenidos de colectores cilíndrico parabólicos, 1.2 MW de tecnología fotovoltaica y 80 kW a partir de tecnología de disco parabólicos. La plataforma Solúcar supone 1200 millones de euros de inversión. Actualmente y como ya se ha visto anteriormente ya están construidas y operativas en dicha plataforma las centrales PS10, PS20, Solnova1 y Solnova3.  Proyectos internacionales en los que participa Abengoa: Marruecos: Planta híbrida de ciclo combinado-solar de 470 MW, de los cuales 20 MW provienen de un campo de colectores cilindro parabólico con aceite térmico (en construcción). - 37 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. Argelia: Planta híbrida de ciclo combinado-solar de 150 MW de los cuales 20 MW procede de un campo de colectores cilindro parabólico con aceite térmico (en construcción). Emiratos Árabes Unidos: Proyecto de 100 MW de tecnología cilindro parabólica llamado Shams-1, cuando se construya será la mayor planta solar de Oriente Medio. EE.UU.: Planta Solana de 280 MW de tecnología cilindro parabólica en Arizona, cuando este construida será la mayor planta solar del mundo. ACCIONA  Acciona Energía es el operador global en energías renovables líder a nivel mundial, gracias a que está presente en casi todas las tecnologías limpias (eólica, hidráulica, termosolar, fotovoltaica, biocombustibles) y en un gran número de países.  Acciona ocupa una posición de liderazgo en el desarrollo de plantas solares termoeléctricas.  En España en la actualidad, esta involucrada en cuatro proyectos de plantas termosolares, las cuales tienen su correspondiente autorización administrativa.  En España ya tiene operativa su primera planta termosolar en propiedad, La Risca, en Alvarado, Badajoz, de 50 MW de potencia.. La compañía tiene otras tres plantas en construcción de la misma potencia, Majadas (Cáceres), y Palma del Río 2 en Córdoba, que estarán terminadas a finales del 2010, y Palma del Río 1, que se prevé esté concluida para 2011. Las cuatro plantas implican una inversión total cercana a los 1000 millones de euros.  En EE.UU. ha construido en el desierto de Nevada la mayor planta solar termoeléctrica de los últimos años la Nevada Solar One, 64 MW, tecnología cilindro parabólica y operativa desde el 2007. Además también ha construido otra planta, Saguaro, en Arizona, 1 MW, tecnología cilindro parabólica, operativa desde el 2006, que ha sido la primera planta en el mundo en incorporar tecnología de operación automática. - 38 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz ACS - COBRA  El Grupo ACS es una referencia mundial en las actividades de construcción y servicios. Un grupo que participa en el desarrollo de sectores clave para la economía como las infraestructuras y la energía.  La empresa Cobra forma parte de dicho consorcio español de construcción ACS.  ACS tiene operativa la planta termosolar Extresol 1, en Badajoz, 50 MW de potencia, tecnología cilindro parabólica, sistema de almacenamiento térmico y 300 millones de inversión. Supone la primera de las tres que la compañía tiene previsto promover en Extremadura.  También tiene una participación del 75% del capital propio de las plantas Andasol 1 y Andasol 2 (el otro 25% Solar Millennium AG), ambas operativas en estos momentos.  ACS logró el pasado mes de diciembre autorización del Ministerio de Industria para desarrollar seis plantas termosolares que suman 300 MW (50 MW cada una), repartidas en Andalucía, Castilla-La Mancha y Extremadura, lo que supone una inversión global de unos 1800 millones de euros.  ACS también ha entrado en el negocio de las plantas termosolares en EE.UU. dado que actualmente está desarrollando dos, una en Nevada (50 MW) y otra en California (100 MW), respectivamente. Figura 1.10. Andasol 1. (Fuente: http://news.soliclima.com) - 39 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. IBEREÓLICA SOLAR  Ibereólica Solar fue creada en 1999 para la promoción, construcción y explotación de plantas termosolares a nivel nacional.  Actualmente Ibereólica Solar, promociona 22 plantas termosolares. Tiene actualmente 4 autorizaciones administrativas de 4 plantas termosolares de 50 MW (todas ellas en Extremadura).  También ha desarrollado una fábrica de logística y ensamblaje de espejos, ubicada en Torresfresneda (Badajoz) . SAMCA  Opera a través de las sociedades GALILEO SOLAR, RENOVABLES SAMCA, PRODUCTOS RENOVABLES y HELIOS RENOVABLE.  Las plantas que proyecta están localizadas geográficamente en las comunidades autónomas de Aragón, Andalucía, Castilla-La Mancha, Castilla- León y Extremadura.  En total proyecta la instalación de varias centrales solares termoeléctricas de 50 MW, que en conjunto alcanzarán los 350 MW.  Actualmente tiene dos proyectos muy avanzados en su construcción como son las plantas de La Florida y La Dehesa, ambas en la localidad de Badajoz. Son instalaciones de 50 MW cada una, de tecnología cilindro parabólica, y con almacenamiento de sales fundidas (7.5 horas). Con autorizaciones administrativas concedidas en 2007 y 2008 respectivamente. Puestas en marcha previstas para 2010 La Florida, y 2011 La Dehesa. SENER  SENER, ha constituido con MASDAR, la empresa Torresol Energy para promover, construir y operar plantas de energía solar térmica de concentración. - 40 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz  Torresol Energy lanzará en España tres plantas termosolares de un valor total aproximado de 800 millones de euros, una de las cuales tendrá tecnología de receptor central.  Su proyecto más destacado es la central Gemasolar. Situado en la localidad de Fuentes de Andalucía (Sevilla) utiliza la tecnología de receptor central, con una potencia de 17 MW y con la peculiaridad de ser la primera central de este tipo de tecnología con almacenamiento con tanques de sales fundidas (15 horas).  También está construyendo las centrales Valle 1 y Valle 2, en la provincia de Sevilla, de 50 MW cada una y de tecnología cilindro parabólica. VALORIZA  La empresa Valoriza forma parte del consorcio empresarial Sacyr Vallehermoso.  Su campo de actuación se orienta hacia la ingeniería y construcción de proyectos energéticos, sobre todo relacionados con las energías renovables: biomasa, termosolar, fotovoltaica y eólica.  Valoriza Energía está desarrollando en la actualidad los proyectos Lebrija 1, 2 y 3 de 50 MW de potencia cada una.  Alcanzo un acuerdo estratégico con la multinacional israelí Solel (ahora Siemens) con el objetivo de lograr 500 MW de potencia instalada par el 2014.  Siemens con la compra de Solel se ha convertido es la empresa líder en el diseño y fabricación de componentes de campos solares de concentración. Figura 1.11. Montaje de los colectores cilindro parabólicos en el campo solar de la central Lebrija 1. (Fuente: http://www.siemens.com) - 41 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. 1.4. COLECTORES CILINDRO PARABÓLICOS En este apartado del capítulo 1, se van a conocer en detalle los colectores cilindro parabólicos, de que partes constan, como funcionan y que rendimiento ofrecen. Para ello se ha consultado diversa bibliografía especializada, pero cabe reseñar que los trabajos realizados por Eduardo Zarza Moya2 ocupan un lugar prioritario. Sus estudios aúnan los aspectos científicos y docentes junto con una clara vocación de divulgación más allá de los ámbitos más especializados. 1.4.1. Componentes de un colector cilindro parabólico Uno de los sistemas que más se ha desarrollado en los últimos años es el colector cilíndrico parabólico, conocido comúnmente con las siglas CCP. Este está compuesto básicamente por un espejo cilindro parabólico que refleja la radiación solar directa concentrándola sobre un tubo receptor colocado en la línea focal de la parábola. La radiación solar concentrada produce el calentamiento del fluido de trabajo que circula por el interior del tubo receptor, obteniendo de esta forma energía térmica a partir de la radiación solar. La Figura 1.12 muestra un esquema de un CCP e ilustra su modo de funcionamiento. Figura 1.12. Funcionamiento de un colector solar cilindro parabólico. (Fuente: http://www.renewables-made-in-germany.com) 2 Eduardo Zarza Moya es Ingeniero Industrial y Doctor por la Universidad de Sevilla. Nacido en el año 1958, lleva 25 años dedicado a los sistemas solares de concentración, participando en numerosos proyectos y actividades de I+D. Actualmente es el responsable de la Unidad de Sistemas de Concentración Solar de la Plataforma Solar de Almería, PSA. - 48 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz Transmisividad de la cubierta de cristal, τ: El tubo receptor metálico está situado dentro de una cubierta de cristal cuya función es disminuir las pérdidas térmicas y proteger a la superficie selectiva. Parte de los rayos reflejados por los espejos y que alcanzan la cubierta de cristal del tubo absorbedor no son capaces de atravesarlo. La razón entre la radiación que pasa a través de la cubierta de cristal y la radiación total incidente sobre ella da la transmisividad de dicha cubierta de vidrio. Un valor típico de este parámetro esta entre el 92-96%, dependiendo de sí la cubierta ha sido objeto de un tratamiento antirreflexivo o no. Absortividad de la superficie selectiva, α: Este parámetro cuantifica qué cantidad de la radiación incidente es finalmente absorbida por el tubo. Un vapor típico de la absortividad se encuentra en el rango 90% – 96%. ii) Pérdidas geométricas Las pérdidas geométricas lo que provocan es una disminución del área efectiva de captación de los colectores. Las pérdidas geométricas en un colector cilindro parabólico se dividen a su vez en dos grupos: a) Las debidas a la posición relativa entre filas de colectores. b) Las inherentes a cada colector. El primer grupo engloba a las denominadas “pérdidas por sombreamiento” y están causadas por la sombra parcial que algunos colectores pueden proyectar en los colectores adyacentes. Esta claro que cuanta mayor distancia exista entre las filas paralelas de colectores, menor es el sombreado que unos pueden provocar sobre otros. La Figura 1.20 describe este tipo de pérdidas geométricas por sombra. Figura 1.20. Pérdidas geométricas debidas a sombras entre filas paralelas. (Fuente: Silva Pérez, 2004) - 49 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. El segundo grupo de pérdidas geométricas, las inherentes a cada colector, son debidas a que estos colectores están provistos de un sistema de seguimiento solar en un solo eje, y por lo tanto, sólo pueden girar alrededor de este eje, lo que da lugar a la existencia del llamado ángulo de incidencia, φ, que es el ángulo formado por la radiación solar directa que incide sobre el plano de apertura del colector y la normal a dicho plano de apertura. Este ángulo de incidencia depende de la hora y el día del año y provoca que en los extremos del colector haya una pérdida de superficie reflexiva útil. La Figura 1.21 muestra un corte longitudinal de un colector cilindro parabólico. Fijarse en que la radiación reflejada por el tramo de superficie reflexiva de longitud LE no puede interceptar el tubo absorbente. Figura 1.21. Corte longitudinal de un CCP, mostrando el ángulo de incidencia. (Fuente: Silva Pérez, 2004) La presencia de un ángulo de incidencia no sólo reduce el área efectiva de captación que tiene el colector, sino que también afecta a los valores de la reflectividad, absortividad y transmisividad, ya que estos parámetros presentan un valor máximo cuando el ángulo de incidencia es 0º. El efecto del ángulo de incidencia en el rendimiento del colector se cuantifica mediante un parámetro que se denomina modificador por ángulo de incidencia, K, que se va a comentar más adelante. iii) Pérdidas térmicas Las pérdidas térmicas ocupan el segundo lugar en orden de importancia en un colector cilindro parabólico después de las pérdidas ópticas. Se producen principalmente en dos sitios: en el tubo - 50 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz absorbedor y en las tuberías de fluido térmico en el campo solar, siendo bastante más importantes las producidas en el tubo absorbedor. Las pérdidas térmicas en el tubo absorbedor se deben a: pérdidas de calor por conducción a través de los soportes de los tubos absorbentes, pérdidas por radiación, convección y conducción desde el tubo absorbente hacia la cubierta de cristal, y pérdidas por convección y radiación desde el tubo de cristal al ambiente. En aquellos tubos absorbentes en los que entre el tubo metálico y el de cristal hay vacío, las pérdidas térmicas por conducción y convección desde el tubo metálico hacia la cubierta de vidrio quedan eliminadas, y sólo hay entre el tubo metálico y la cubierta de cristal pérdidas por radiación. 1.4.2.2. Rendimiento de un colector cilindro parabólico Debido a todas las pérdidas ópticas, geométricas y térmicas que existen en un colector cilindro parabólico, la energía térmica útil que da es menor que la que daría en condiciones ideales, sino existieran dichas pérdidas. Se va a comentar a continuación como se calcula la potencia térmica útil que puede dar un colector en función de la radiación solar directa disponible y de los parámetros característicos del colector. El flujo de energía solar incidente sobre un colector cilindro parabólico viene dada por: Qsol =Sc·I·cos(φ) Siendo: Qsol = energía solar incidente sobre el colector (W). Sc = área de apertura de la superficie reflexiva del colector (m2). I = radiación solar directa (W/m2). φ = ángulo de incidencia. Por otra parte, la energía térmica útil suministrada por el colector viene dada, en términos del incremento entálpico que experimenta el fluido de trabajo en el colector, por: Qútil = qm·(hsal – hent) Siendo: Qútil = energía térmica útil suministrada por el colector (W) - 51 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. qm = caudal másico del fluido de trabajo (kg/s) hsal = entalpía del fluido de trabajo a la entrada al colector (J/kg) hent = entalpía del fluido de trabajo a la salida del colector (J/kg) En un colector cilindro parabólico se suelen definir tres rendimientos diferentes y un parámetro: Rendimiento global, ηglobal. Considera todas las pérdidas, tanto ópticas como geométricas y térmicas, que tienen lugar en el colector. Qsol Qútil global   Rendimiento rendimiento óptico pico, ηopt0º. Tiene en cuenta todas las pérdidas ópticas que tienen lugar en el colector con un ángulo de incidencia de nulo, 0º.   ºoopt Rendimiento térmico, ηth. Considera todas las pérdidas térmicas que tienen lugar en el colector. Modificador por ángulo de incidencia, K. Considera todas las pérdidas ópticas y geométricas que tienen lugar en el colector para un ángulo de incidencia φ ≠ 0º y que no se tienen en cuenta en ηopt,0º. La relación entre los rendimientos y el modificador por ángulo de incidencia viene dada por la siguiente expresión: ηglobal = ηopt0º ·K(φ)· ηth La Figura 1.22 representa gráficamente el balance energético en un colector cilindro parabólico. En ella se puede observar como una parte del flujo de energía incidente sobre el colector se pierde a causa del rendimiento óptico, mientras que otra se pierde por la existencia de un ángulo de incidencia distinto de 0º. Las pérdidas térmicas que se dan en el tubo absorbedor completan las pérdidas en el CCP. - 52 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz Figura 1.22. Diagrama de pérdidas y rendimientos de un CCP. (Fuente: Silva Pérez, 2004) Las plantas termosolares están compuestas esencialmente de dos partes: una que colecta la energía solar y la convierte en calor, y otra que convierte el calor en electricidad. En el punto 1.4.1 y 1.4.2 se han estudiado los colectores cilindro parabólicos, ahora se va a analizar los ciclos de potencia asociados a dichas plantas termosolares. 1.4 3. El ciclo de potencia en las plantas termosolares La energía térmica procedente del campo solar se comunica mediante los intercambiadores de calor al fluido de trabajo de un ciclo de potencia. Este fluido experimenta una serie de procesos (compresiones, expansiones, e intercambios de calor), mediante los cuales parte de la energía térmica que se le ha comunicado se convierte en energía mecánica. Las distintas organizaciones posibles de los procesos a los que se somete a este fluido de trabajo es lo que da forma a los distintos ciclos de potencia de las centrales. El ciclo termodinámico básico de referencia aplicado a un sistema termodinámico es el ciclo de Carnot, figura 1.23. Figura 1.23. Representación del ciclo termodinámico de Carnot en el diagrama T-S. (Fuente: Wagner, 2008) - 53 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. El ciclo de Carnot consta de las siguientes fases:  Una etapa de compresión adiabática y reversible.  Una etapa de aportación de calor a temperatura constante en el foco caliente.  Una etapa de expansión adiabática y reversible.  Una cesión de calor a temperatura constante al foco frío. El ciclo de Carnot representa el límite máximo del rendimiento energético de un ciclo de potencia y es función únicamente de la temperatura a la que entra la energía térmica en el ciclo (Tcaliente) y de la temperatura a la que se retira la energía térmica residual del ciclo mediante el sistema de refrigeración (Tfría). caliente fria Carnotmaxciclo T T  1  La temperatura mínima viene impuesta por la forma en que se refrigera el ciclo de potencia. Existen dos maneras de refrigerar el ciclo, mediante una gran masa de agua (río, mar, pantanos) o con el aire del ambiente. La primera forma es más favorable desde un punto de vista termodinámico a la hora de elevar el rendimiento del ciclo que la segunda. Normalmente, la temperatura máxima viene impuesta por limitaciones tecnológicas en los materiales empleados para implementar los equipos de la central, pero en el caso de las centrales termosolares de tecnología cilindro parabólica que usan aceite como fluido calorífico en el campo solar, la temperatura máxima esta limitada por el aceite elegido. 1.4.3.1. Ciclos de Turbina de Vapor Los ciclos de turbina de vapor son los que se implementan normalmente en las centrales termosolares. El agua es uno de los fluidos de trabajo más disponibles y adecuados para emplear en un ciclo de potencia. La mayoría de las centrales termosolares que se han construido hasta la fecha y que se construirán en un futuro cercano emplean agua como fluido de trabajo en el ciclo de potencia. - 54 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz El proceso termodinámico de comparación empleado para analizar el más elemental de estos ciclos es el denominado ciclo Rankine, porque en la practica el ciclo de Carnot presenta una serie de problemas tecnológicos a la hora de implementarlo con agua. Luego para resolver estos problemas y disponer por tanto de un ciclo de potencia práctico con agua como fluido de trabajo, se emplea el ciclo Rankine o sus variantes. Figura 1.24. Esquema básico de un ciclo de Rankine, donde se muestran todos los equipos físicos por los que pasa el agua al describir el ciclo. (Fuente: http://www.todomonografias.com) Figura 1.25. Diagrama T-S de un ciclo de Rankine básico. (Fuente: Ortega Montero, 2008) Bomba Condensador Turbina Generador de vapor - 55 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. El agua que describe el ciclo pasa en primer lugar por el generador de energía térmica, (los intercambiadores de calor con el fluido utilizado en el campo) donde recibe el aporte de energía térmica, que provoca su evaporación y sobrecalentamiento. Posteriormente el vapor producido se dirige hacia la turbina de vapor donde se expansiona generando la energía mecánica que se usará para mover el generador eléctrico. A la salida de la turbina se extrae el calor residual del ciclo en el condensador, produciendo de nuevo el paso a fase líquida del agua, que a continuación se dirige a una bomba encargada de subir su presión hasta la necesaria en la entrada a la turbina. El rendimiento con el cual se convierte la energía térmica en trabajo en este ciclo depende de los siguientes factores:  Temperatura de entrada del vapor en la turbina. Cuanto más elevada, mayor el rendimiento.  Temperatura (o presión) de condensación del vapor. Cuanto más baja, mayor rendimiento.  Presión del vapor en la entrada a la turbina. Cuanto más elevada, mayor rendimiento.  Rendimiento de bombas y turbina. Cuanto más elevado, mejor. Señalar que las restricciones tecnológicas y del entorno son las que imponen limitaciones en el valor de los parámetros que condicionan el rendimiento del ciclo de Rankine. Las presiones de entrada en la turbina están limitadas por el contenido en humedad del vapor a la salida de la turbina: Si hay demasiadas gotas de agua en el vapor, se pueden romper los álabes de la turbina. Esta limitación es bastante severa, y obliga a introducir un recalentamiento del vapor antes de terminar su expansión en la turbina (ciclo Rankine recalentado) para poder trabajar con presiones elevadas. Normalmente, las temperaturas de entrada en turbina están limitadas por la resistencia estructural de los materiales con los que se construyen los componentes del ciclo. Debido a las elevadas presiones empleadas, los materiales empleados son aceros, limitando la temperatura máxima de entrada en turbina en valores del orden de 550ºC. Sin embargo, para el caso que se va a ver en este proyecto, esta temperatura va a estar condicionada por la temperatura máxima que puede alcanzar el fluido de trabajo en el campo solar. Cuando se utiliza aceite en un campo solar de colectores cilindro parabólicos dicha temperatura es bastante menor, ya que el aceite - 56 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz sintético no admite trabajar por encima de 400ºC, y siempre hay que dejar cierto margen de seguridad, por lo que en general la temperatura máxima se limita a 393ºC. Si además de esto se tiene en cuenta el intercambio de calor aceite-agua que se realiza en el generador de vapor, la temperatura de entrada a turbina es de 380ºC aproximadamente. La temperatura de condensación está limitada por la temperatura de la masa de agua o el aire que empleemos para refrigerar el ciclo, encontrándonos en el rango de 30ºC al refrigerar con agua fría hasta 60ºC al refrigerar con aire. Los rendimientos de bombas y turbinas vienen dados por el diseño de las mismas, encontrándose en la actualidad entre el 80–90%. Dos modificaciones principales se aplican al ciclo de Rankine básico. Una de ellas ya se ha explicado, el recalentamiento intermedio del vapor antes de terminar su expansión en la turbina. El motivo fundamental de esta modificación es poder emplear mayores presiones de entrada en turbina, pero para valores elevados de dicha presión también contribuye a aumentar el rendimiento del ciclo. La otra modificación es el precalentamiento regenerativo, que consiste en hacer extracciones de vapor desde la turbina y emplearlas para precalentar el agua antes de entrar en la caldera (el campo solar en el caso que nos ocupa), lo cual tiene el efecto directo de aumentar el rendimiento del ciclo de potencia por incrementar la temperatura media a la cual introducimos la energía térmica en el mismo (García Casals, 2001). - 57 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. CAPÍTULO 2 SOLAR ADVISOR MODEL Se van a comentar a continuación, los aspectos que se consideran más relevantes del programa de ordenador utilizado en este proyecto para el diseño y análisis de una central termosolar de tecnología CCP. Se hace un fuerte hincapié en las enormes posibilidades que ofrece el programa en cuanto al diseño y configuración de la planta, así como también, en algunos aspectos que se han considerado mejorables según la opinión del autor de este proyecto. Si se quiere profundizar más en los cálculos que realiza este software, en la web https://www.nrel.gov/analysis/sam/ se puede descargar tanto el programa de ordenador como un manual completo donde aparece toda la formulación que usa en su análisis de los sistemas cilindro parabólicos. Se pensó introducirlo en el proyecto pero finalmente se desestimó por considerarlo bastante farragoso y largo (90 páginas) y creyendo que lo verdaderamente importante era mostrar las fortalezas y debilidades de este programa. 2.1. INTRODUCCIÓN El programa de ordenador Solar Advisor Model (SAM), combina el análisis termodinámico con el análisis financiero de la mayoría de tecnologías solares existentes en la actualidad. Esta pensado para facilitar la toma de decisiones de toda persona implicada en la industria solar: jefes de proyecto, ingenieros, diseñadores, investigadores, etc. El programa hace predicciones y estimaciones económicas para proyectos de energía solar. Calcula el coste de la generación de electricidad basándose en informaciones como la ubicación geográfica del proyecto, instalaciones, equipos, costes de operación y mantenimiento, etc. En 2004, el “National Renewable Energy Laboratory” (NREL ), junto con el “Sandia National Laboratory” y en colaboración con el “Department of Energy” de EE.UU. (DOE), desarrollaron SAM. Desde entonces el programa no ha dejado de evolucionar, introduciendo más aplicaciones cada día. Solar Advisor Model (SAM), es una implementación de TRNSYS del modelo EXCELERGY. El modelo de análisis SAM utiliza el motor de simulación de TRNSYS, (programa diseñado para simular el comportamiento transitorio de sistemas de energía térmica por la Universidad de Wisconsin) para hacer los cálculos de los flujos de energía por hora e incorpora EXCELERGY, - 64 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz Como es lógico, no siempre se va a contar con esas condiciones de radiación solar tan beneficiosas, por lo cual lo que se hace necesario sobredimensionar el campo solar, para que el bloque de potencia trabaje a pleno rendimiento más horas (sino trabajaría a plena carga muy poco tiempo), aunque esto conlleve el desperdicio de algo de energía en días con condiciones solares perfectas. La clave esta en cuanto se va a sobredimensionar el campo solar. Los colectores suponen el mayor coste dentro de una central de este tipo, por lo que se debe analizar con mucho detalle cuanta energía eléctrica se va a producir de más por el aumento del campo y que incremento de costes conlleva, con el fin de encontrar un equilibrio. Si además, la central termosolar cuenta con un sistema de almacenamiento térmico esto complica aún más las cosas. Habrá que aumentar el campo para cubrir las necesidades del sistema de almacenamiento, y entrará también en juego el coste del sistema, el cual como es lógico aumentará conforme lo haga su tamaño. Como se ha dicho, todo esto se explica más detalladamente en el apartado 3.8 de este proyecto. En el capítulo tres, se eligen razonadamente los elementos más importantes de la central termosolar como son:  Ubicación geográfica  Potencia nominal de la planta  Tipo de fluido caloportador empleado en el campo solar  Tipo de colectores cilindro parabólicos empleados  Tubos absorbedores elegidos  Tamaño del campo solar  Tamaño del sistema de almacenamiento  % de combustible de apoyo fósil a usar  Turbina del ciclo de potencia elegida Es importante comentar, que también es en este módulo del campo, donde se elige el tipo de fluido caloportador que se va a emplear en el campo solar. En la tabla 2.2 se ofrecen las distintas opciones de fluidos que da el programa. - 65 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. NOMBRE DEL FLUIDO TIPO DE FLUIDO Solar salt Sales fundidas Caloria HT 43 Hidrocarburo (aceite mineral) Hitec XL Sales fundidas Therminol VP-1 Aceite sintético Hitec Sales fundidas Dowtherm Q Aceite sintético Dowtherm RP Aceite sintético Tabla 2.2. Fluidos disponibles en SAM. Todos los fluidos que ofrece el programa, ya sean sales o aceites, corresponden a la tecnología HTF, Heat Transfer Fluid, la cual se caracteriza por emplear distintos fluidos de trabajo en el campo solar y en el bloque de potencia. No esta disponible la opción de la tecnología DSG, Direct Steam Generation, la cual utiliza agua directamente en los tubos absorbedores. No cabe duda que ésta es una de las limitaciones del programa aunque a efectos prácticos no tiene mucha importancia para la realización de este proyecto, puesto que la generación directa de vapor es una tecnología que todavía tiene que ser estudiada bastante para que se implemente definitivamente en los proyectos de plantas comerciales termosolares. No hay duda que traería muchísimas ventajas, tanto en el aspecto de costes, como en el de la eficiencia energética, pero las plantas comerciales actuales no se pueden arriesgar a implementar este sistema por el alto riesgo tecnológico que supone en estos momentos, y más cuando la tecnología HTF esta plenamente probada y se encuentra en plena etapa de madurez. Muy pronto, este programa de ordenador deberá disponer de la tecnología de generación directa de vapor ya que es una de las líneas de investigación más importante en estos momentos dentro de la energía solar de concentración y no cabe duda de que el desarrollo futuro de estos sistemas tiene que pasar por ella. Por ultimo, en la figura 2.3 se muestra la pagina de entrada al módulo del campo solar del programa. En ella se pueden observar la gran cantidad de variables que intervienen en su configuración. A parte del múltiplo solar y del fluido caloportador de los que ya se ha hablado, también influyen la temperatura ambiente, la radiación normal directa, la velocidad del viento, la distancia entre los colectores de una misma fila, la distancia entre filas, el número de colectores por fila, etc. - 66 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz Figura 2.3. Pagina de entrada del módulo del campo solar. 2.2.3. Colector cilindro parabólico y tubo absorbedor La aplicación informática da la posibilidad de elegir el tipo de colector que se va a usar en el campo solar. El programa ofrece varios modelos de colectores cilindro parabólicos entre los que elegir. Alguno ya no esta disponible comercialmente (ej. Luz LS-2), pero sirven para hacer simulaciones de plantas ya existentes como las SEGS, aunque lo normal es elegir entre los últimos modelos si lo que vamos a hacer como ocurre en este proyecto es el diseño de una central termosolar actual. En la tabla 2.3 se pueden ver las distintas posibilidades que ofrece el programa en cuanto a la elección de los colectores solares del campo, se muestran los distintos modelos disponibles junto con alguna de sus características principales, tanto geométricas como técnicas. Si se quiere otro tipo de colector o modificar algún valor de las características del mismo el programa ofrece la opción de poder editarlos. - 67 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. Tipo de colector Longitud Área de apertura Error de seguimiento Precisión geométrica Reflectividad del espejo Luz LS-2 50 m 235 m2 0.99% 0.98% 0.935% Luz LS-3 100 m 545 m2 0.99% 0.98% 0.935% Solargenix SGX-1 100 m 470.3 m2 0.994% 0.98% 0.935% Eurotrough ET150 150 m 817.5 m2 0.99% 0.98% 0.935% Tabla 2.3. Colectores cilindro parabólicos disponibles en SAM. También se da la posibilidad de elegir el tipo de tubo absorbedor que se va a usar en los colectores del campo. El programa ofrece varios modelos de absorbedores entre los que elegir. Algunos están obsoletos ya, pero sirven para hacer simulaciones de plantas ya existentes como las SEGS, aunque lo normal es elegir entre los últimos modelos si lo que vamos a hacer como ocurre en este proyecto es el diseño de una central termosolar actual. En la tabla 2.4 se pueden ver las distintas posibilidades que ofrece el programa en cuanto a la elección de los tubos absorbedores. Se muestran los distintos modelos disponibles junto con alguna de sus características principales: Tipo de tubo absorbedor Transmisividad (%) Absorvitividad (%) 2008 Schott PTR70 0.963 0.96 Solel UVAC3 0.96 0.96 Solel UVAC2 0.96 0.96 Luz Cermet 0.935 0.925 Schott PTR70 0.963 0.96 Tabla 2.4. Tubos absorbedores disponibles en SAM. Un aspecto curioso del programa, es que permite considerar que todos los tubos absorbedores no tienen porque estar en perfecto estado. Para ello se puede elegir un porcentaje de los que se consideran que están en óptimas condiciones y otros porcentajes para los que se piensa que están rotos, o que les falla la cámara de vacío, etc. De esta forma se puede realizar un análisis más real del rendimiento de la central, y será muy útil para analizar rendimientos de la misma a largo plazo. Con las características de los colectores y de los tubos absorbedores el programa calcula la eficiencia óptica media de los colectores en conjunto y utiliza este valor para calcular las pérdidas que se dan en el campo solar. - 68 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz 2.2.4. Módulo del bloque de potencia En el módulo del bloque de potencia se calcula la producción neta de electricidad por hora ENet basada en la energía térmica suministrada al bloque de potencia QToPB calculado por el módulo de distribución y almacenamiento. El módulo de bloque de potencia calcula la producción neta de electricidad ENet calculando primero la producción eléctrica bruta en el punto de diseño, y luego aplica una serie de factores de corrección y suma la energía aportada por la caldera auxiliar y resta las pérdidas parásitas debidas a las cargas eléctricas presentes en el sistema. Figura 2.4. Diagrama del módulo del bloque de potencia. (Solar Advisor Model Reference Manual, 2009). En el módulo del bloque de potencia destacan tres aspectos fundamentales: Es aquí donde se introduce la potencia nominal de la central, el rendimiento que va a tener el ciclo de potencia asociado al sistema y además también se ofrece la opción de refrigeración húmeda o en seco. La potencia nominal de la planta es el primer dato que se debe introducir a la hora de comenzar con el diseño de la central termosolar. Va a marcar la energía térmica que debe entrar al bloque de potencia y por lo tanto interviene determinantemente en el tamaño del campo solar. La potencia nominal de la planta va a venir condicionada en este caso por la normativa legal vigente en España, ya que si se quiere incluir la central en el “régimen especial” de generación eléctrica esta potencia no podrá exceder de los 50 MW. Este aspecto hace que una de las variables de diseño se convierta en fija, con lo cual resultará más sencillo tal y como se ha dicho anteriormente optimizar el campo solar. - 69 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. El rendimiento de los ciclos de potencia asociados a este tipo de plantas suele andar entorno al 38.5% (Sabugal S. 2009). Son ciclos de Rankine de vapor de agua con recalentamiento intermedio y regenerativos. Además de esta variable, se puede acceder a otros parámetros como son la energía necesaria de puesta en marcha del bloque de potencia, los rangos de carga máxima y mínima a los que puede operar la turbina, el rendimiento de la caldera auxiliar, etc. El bloque de potencia tiene tres modos de funcionamiento: no operativo, puesta en marcha y operativo. Recordar por último, que es en este módulo también donde se elige el tipo de refrigeración asociado al ciclo de potencia de la planta. Se puede elegir refrigeración húmeda (refrigeración directa con una gran masa de agua fría) o en seco (con aire del ambiente). Es importante recalcar, que dado que estas centrales necesitan estar ubicadas en lugares con muchas horas de sol directo, normalmente regiones semiáridas o directamente desérticas, en muchas ocasiones no se va a disponer de recursos hídricos muy abundantes, de ahí la gran importancia de poder contar con la posibilidad de la refrigeración en seco, que aunque conlleva mayores costes, 5- 10% más caro que la refrigeración húmeda (Greenpeace, 2009) y es menos eficiente termodinámicamente, se hace totalmente imprescindible en algunos emplazamientos. Figura 2.5. Pagina de entrada del módulo del bloque de potencia. - 70 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz 2.2.5. Módulo de distribución y almacenamiento El módulo de distribución y almacenamiento realiza dos funciones: Primero determina como se distribuye la energía procedente del campo solar, cuanta va ir al sistema de almacenamiento y cuanta al bloque de potencia. Se encarga al mismo tiempo de decidir cuanta energía del sistema del almacenamiento y del sistema de apoyo fósil tiene que salir y en que momentos. Segundo, modela el sistema de almacenamiento. Todas estas funciones las realiza siempre y cuando la central termosolar sea diseñada con un sistema de almacenamiento y con apoyo de combustible fósil. En este módulo es donde se va a fijar la capacidad del sistema de almacenamiento. La forma en el que el programa fija esa capacidad es introduciendo las horas equivalentes a plena carga que supone dicho sistema de almacenamiento. El único modo de almacenamiento que permite el programa es en dos tanques. Como ya se ha dicho, este programa se basa en experiencias reales y en la mayoría de aplicaciones prácticas realizadas hasta la fecha se ha implementado este tipo de sistemas de almacenamiento (tanque caliente y tanque frío), por lo que no supone mayor problema. Figura 2.6. Esquema del sistema de almacenamiento indirecto en dos tanques de sales fundidas. (Fuente: Solar Millennium AG, 2008) La SEGS-I ya incorporaba almacenamiento térmico con dos tanques. Para ello, utilizaba para almacenar el mismo aceite usado en el campo solar, lo que se suele denominar con el nombre de almacenamiento directo. Andasol 1, mucho más reciente, también incorpora un sistema de almacenamiento térmico en dos tanques pero en este caso es distinto el fluido del campo, aceite, que el fluido que se usa - 71 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. para el almacenamiento, sales fundidas, esto se conoce con el nombre de almacenamiento indirecto. Continuando con la distribución y el almacenamiento, en este módulo también se va a fijar cuando se va a enviar la energía almacenada y en que cantidades, así como la energía de apoyo aportada por el sistema de combustible fósil. En el apartado 3.8.3 de este proyecto se explica razonadamente cuales van a ser los flujos de energía que se van a dar desde el sistema de almacenamiento y desde la caldera auxiliar, pero aquí se quiere hacer hincapié en otra de las limitaciones que se han encontrado al programa: donde se coloca el sistema de apoyo fósil dentro del esquema de la planta. Según la reglamentación española, sólo esta permitido el uso de combustible fósil para calentar el aceite del campo solar en periodos de insuficiencia de la radiación solar. El problema es que el programa supone que la caldera en vez de estar situada en el campo solar para calentar el aceite esta situada en el bloque de potencia para calentar el agua del ciclo, con lo que a la hora de diseñar la planta termosolar va a existir un pequeño desfase/error debido a esta circunstancia. A partir de ahora, se hablará en el proyecto que el sistema de apoyo fósil empleado es un calentador de aceite, aunque en la realidad el programa instala una caldera de vapor. Este error que se va a asumir no tiene mucha trascendencia, ya que no influye en la producción eléctrica final de la planta, pero debe recordarse y tener en cuenta porque se hablará de ello algunas veces más a lo largo del proyecto. 2.2.6. Costes Otro apartado importante del programa es el de los costes. Esta aplicación permite asignar una serie de costes específicos a cada componente de la central termosolar:  Precio del terreno en €/m2  Precio del campo solar de colectores en €/m2  Precio del sistema de HTF en €/m2  Precio del sistema de almacenamiento €/MWht  Precio del sistema auxiliar de combustible fósil €/MWe  Precio del bloque de potencia en €/MWe - 72 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz Cuando se habla de m2 se refiere en todo momento a la superficie reflectiva que suponen los colectores cilindro parabólicos. Al referirse a MWe, se esta considerando la potencia bruta de la planta y los MWht se refieren a la capacidad del sistema de almacenamiento térmico. Además de estos costes que se podrían considerar como fijos, el programa también posibilita la opción de costes indirectos, como pueden ser las licencias de obra, los gastos de ingeniería, impuestos, contingencias, etc. Los datos de costes o bien son asignados directamente por el programa, de la base de datos con que éste cuenta o bien pueden ser introducidos por el usuario. Esto a la vez que proporciona una gran flexibilidad, permite también comparar costes de otras fuentes con las del propio programa. Con estos datos, el programa calcula la inversión necesaria para llevar a cabo el proyecto. Si a esto sumamos que se conoce la energía eléctrica que se va a generar, la aplicación es capaz de darnos el coste a la que se produce la energía eléctrica en la planta termosolar objeto de análisis. 2.3. RESULTADOS QUE SE OBTIENEN DEL ANÁLISIS SAM muestra un resumen de los resultados en la página principal del programa, y resultados más detallados, incluyendo valores hora por hora, para una selección de variables en el Dview (visor de resultados). 2.3.1. Resumen de resultados A continuación se ofrecen los resultados más relevantes que ofrece este programa en este apartado: Producción eléctrica anual: Es la suma de la electricidad generada en cada una de las horas del año según la simulación realizada por el programa. Dicha producción tiene en cuenta si se quiere la disponibilidad de la planta (dando un valor a la misma). LEC (Levelized Cost of Energy): Da una idea del coste de la energía eléctrica producida por la planta. Es una medida que se utiliza para estudiar y comparar la viabilidad económica de distintas alternativas de instalaciones de producción de energía eléctrica. El LEC se define como el coste anual dividido por la producción media anual prevista. - 73 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. Factor de capacidad: El factor de capacidad es un concepto aplicable a cualquier central eléctrica, y se define como el cociente entre la energía anual que genera la central y la que produciría si estuviera trabajando las 8760 horas del año a su potencia nominal. Factor de conversión de energía bruta a neta: Sirve para estimar las pérdidas parásitas (consumos de cargas eléctricas: bombas, equipos electrónicos de control, calefacción, refrigeración, etc.) que se dan en la central. 2.3.2. Resultados horarios simulación A continuación se ofrecen los resultados más relevantes que ofrece este programa dentro de su simulación horaria: Variables de salida por cada hora calculadas por el módulo del campo solar Radiación normal directa: Valor de radiación normal directa leída del archivo meteorológico. (W/m2). Insolación normal directa: La incidencia de la radiación normal directa sobre el campo solar en vatios térmicos, que es el producto de la radiación normal directa y el área de campo solar. (MWt) Energía solar absorbida: La energía térmica absorbida por los colectores. La energía absorbida en el campo solar: La energía absorbida por el campo solar antes de las pérdidas térmicas e incluidas las pérdidas ópticas. Energía suministrada por el campo solar: Energía térmica suministrada por el campo solar. Pérdidas de calor en las tuberías del campo solar: Energía perdida por las tuberías de los colectores en el campo solar. Pérdidas de calor en el tubo absorbedor (HCE): La energía perdida en los tubos absorbedores del campo solar. - 80 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz Figura 3.3. Ubicación geográfica del emplazamiento estudiado del desierto de Tabernas. Se observa que el resultado medio anual es de 5.59 kWh/m2/día, para poder compararlo con los criterios anteriores multiplicamos ese valor por 365 días obteniéndose una irradiación solar anual de 2040.35 kWh/m2/año, mayor que los 2000 kWh/m2/año requeridos, siendo por lo tanto el desierto de Tabernas una zona idónea para la instalación de una central termosolar. 3.- Desierto de Bardenas Reales (Navarra), situación geográfica: 42º20´ Latitud Norte y 1º45´ Longitud Oeste. Monthly Averaged Direct Normal Radiation (kWh/m2/day) Lat 42 Lon -2 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Annual Average 22-year Average 2.84 3.73 4.73 4.23 4.88 5.96 6.39 6.01 5.11 3.61 2.86 2.63 4.42 Tabla 3.3. Radiación normal directa, desierto de Bardenas Reales (Navarra), medias diarias mensuales y anual. - 81 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. Figura 3.4. Ubicación geográfica del emplazamiento estudiado del desierto de Bardenas Reales. Se observa que el resultado medio anual es de 4.42 kWh/m2/día, para poder compararlo con los criterios anteriores multiplicamos ese valor por 365 días obteniéndose una irradiación solar anual de 1613.3 kWh/m2/año, menor que los 2000 kWh/m2/año requeridos. Se concluye entonces que en este caso que el desierto de Bardenas Reales no sería una buena ubicación para la instalación de una central termosolar. Comentar por último que en este apartado no se ha tenido en cuenta la disponibilidad de agua cerca del emplazamiento físico porque se piensa que el factor clave es la irradiación solar, ya que aunque las centrales termosolares necesitan de refrigeración en su extremo „frío‟ del ciclo de potencia, este puede conseguirse mediante refrigeración evaporativa (húmeda) cuando se dispone de agua, o mediante refrigeración en seco (con aire), ambas tecnologías convencionales. Eso si, la refrigeración en seco supone una mayor inversión y sus costes son entre un 5% y un 10% mayores (Greenpeace 2009). Luego como ya se ha dicho, la elección para el emplazamiento de la planta termosolar va a corresponder con las coordenadas de la Plataforma Solar de Almería (PSA), en el desierto de Tabernas, Almería. - 82 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz Figura 3.5. Vista aérea de la Plataforma Solar que el CIEMAT tiene en Almería. (Fuente: PSA) Localización Desierto del Sahara (Níger) Desierto de Tabernas (Almería) Desierto de Bardenas Reales (Navarra) Radiación Normal Directa (media diaria anual) (kWh/m2/día) 7.99 5.59 4.42 Tabla 3.4. Resumen de la radiación normal directa media diaria anual de los distintos emplazamientos estudiados. 3.2. ELECCIÓN DEL TAMAÑO DE LA PLANTA TERMOSOLAR En este caso en concreto, el tamaño de la planta va a venir condicionado fundamentalmente por la localización elegida: desierto de Tabernas en la provincia de Almería, España. El gobierno español estableció en el REAL DECRETO 661/2007, de 25 de mayo un techo de 50 MW para proyectos de concentración solar, por encima del cual, no se aplicarían las tarifas del régimen especial. Sin estas tarifas sería muy difícil el desarrollo comercial de proyectos termoeléctricos en estos momentos. También impuso inicialmente un límite inicial de 500 MW en capacidad total instalada. El techo de los 50 MW intentaba asegurar que las 10 plantas de 50 MW fueran puestas en marcha por varias compañías diferentes evitando así la construcción de sólo unas pocas plantas de mayor tamaño por una o dos empresas, para así lograr promover la innovación y competitividad en el sector. - 83 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. Diferentes estudios apuntan a que el tamaño óptimo para las plantas de concentración solar en España asciende a 150 MW (CSP Today), aunque la experiencia también muestra que mantener las instalaciones en tamaños más bajos tiene sus ventajas. En plantas cilindro parabólicas, el aumento del tamaño de las instalaciones, aparte del incremento del coste de la planta, implicaría también la necesidad de mayor aislamiento para evitar pérdidas de calor debido al aumento del tamaño y por lo tanto de las distancias. Por lo tanto la planta de concentración solar de colectores cilindro parabólicos se dimensionará para un tamaño de 50 MW. En la tabla 3.5 se ha querido mostrar la evolución del marco regulatorio español para el sector termoeléctrico. Marco regulatorio Tarifas (Historia) RD 2366/1994 Tarifa Regulada Sin tarifa específica para Solar Termoeléctrica. RD 2818/1998 Tarifa Regulada Revisión de tarifas y tecnologías. Se establecen grupos específicos. Grupo b.1 para todas las tecnologías solares. RD 841/2002 Subgrupo b.1.2 Modificación del RD 2818/1998 Se establece el subgrupo b.1.2. Solar Termoeléctrica Se establece la primera tarifa regulada específica para solar termoeléctrica: 0.120202 c€/kWh (2002) RD 436/2004 Tarifa Regulada Primas Revisión de las tarifas y tecnologías. Se establece una tarifa regulada que permite la viabilidad económica de las centrales solares termoeléctricas. Objetivo: 200 MW. RD 661/2007 Tarifa Regulada Primas Objetivo: 500 MW. Incremento de Tarifas y Primas. Cap & Floor para venta en el mercado eléctrico. Hibridación con Biomasa y Biogás. RD-LEY 6/2009 Registro de preasignación Se crea el Registro de preasignación de retribución. La inscripción es condición necesaria para el otorgamiento del derecho al régimen económico establecido en el R.D. 661/2007. Resolución del registro de preasignaciones 15-21-09 Asignados proyectos hasta 2013. 2339 MW – 56 proyectos Tabla 3.5. Evolución del marco regulatorio español para el sector termoeléctrico. - 84 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz En la figura siguiente 3.6 se puede observar el calendario que van a seguir los distintos proyectos de centrales termoeléctrica españolas incluidas en el registro de preasignaciones. Figura 3.6. Fases de entrada en funcionamiento de los proyectos incluidos en el registro de preasignaciones. (Fuente: Martín Hernanz, 2010) 3.3. ELECCIÓN DEL FLUIDO CALORÍFERO A EMPLEAR EN LA PLANTA TERMOSOLAR El funcionamiento de las plantas termosolares de colectores cilindro parabólicos depende en gran medida del fluido calorífero que se utilice en el campo solar, ya que no sólo condiciona el rango de temperaturas de trabajo, sino que determina otros aspectos de ingeniería como el almacenamiento térmico o la elección de materiales. Existen dos tipos de tecnologías asociadas al fluido calorífico usado en el campo solar, la denominada Heat Transfer Fluid conocida con las siglas HTF, que se basa en el uso de un medio caloportador (aceite o sales fundidas) para transportar la energía térmica desde el campo solar al bloque de potencia y se caracteriza por emplear distintos fluidos de trabajo en el campo y en el bloque de potencia, y la tecnología de DSG, Direct Steam Generation, conocida con las siglas DSG, la cual utiliza agua directamente en los tubos absorbedores y que elimina la necesidad de utilizar dos fluidos diferentes, con lo que se prescinde de los intercambiadores de calor intermedios para la generación de vapor, además de otras diferencias notables que conlleva el uso de agua-vapor como fluido calorífico. Como se vió en el capítulo 2, el programa de ordenador que se va a utilizar para realizar el diseño y simulación de la central termosolar objeto de este proyecto sólo tiene disponible la - 85 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. tecnología HTF, aún así se ha considerado de interés analizar también la tecnología DSG, todavía en estado precomercial, pero en la que se centran muchos proyectos de investigación actuales. Como ejemplo, citar el lazo de ensayo DISS, en funcionamiento desde 1998 en la Plataforma Solar de Almería, que es el único campo de colectores cilíndrico parabólicos existente en el mundo que genera directamente vapor a alta presión y temperatura (100bar / 400ºC) dentro de los propios concentradores en condiciones solares reales. Figura 3.7. Lazo de colectores cilindro parabólico del proyecto DISS en la PSA. (Fuente: PSA) A continuación se analizan los distintos tipos de fluidos caloríficos que se están utilizando actualmente en las plantas de concentración solar, indicando en cada caso sus principales características, fortalezas y limitaciones. Para realizar dicho análisis se ha tomado como referencia diversas publicaciones, entre ellas destacar las Tesis de María José Montes Pita y de Javier Muñoz Antón, ambas del 2008 y las cuales aparecen citadas adecuadamente en la bibliografía general del proyecto. 3.3.1. Uso de aceite como fluido de trabajo en el campo solar Dentro de las tecnologías HTF, el uso de aceite como fluido calorífero en el campo solar es la más extendida. Tipos de aceites utilizados en el campo solar de colectores cilindro parabólicos: Existen diversos tipos de aceite que se pueden emplear en el campo solar y la elección de uno u otro esta en función de la temperatura máxima de trabajo que se desea. Para temperaturas de hasta 400ºC se suele utilizar el Therminol VP-1. Este aceite sintético trabaja bien a 400ºC, - 86 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz aunque tiene el problema de que su punto de congelación igual a 12ºC, lo que obliga a mantener todo el circuito de aceite, de forma permanente, a una temperatura superior a este valor. No suele ser un problema, ya que la energía auxiliar necesaria para mantener la temperatura del aceite por encima del punto de congelación es baja, debido a que las pérdidas térmicas asociadas son pequeñas. Si se quiere obviar el problema de la congelación, existen aceites que permiten trabajar a temperaturas del orden de 400ºC y no tienen un punto de congelación tan alto. Por ejemplo, el punto de congelación del Syltherm-800 es -40ºC, aunque este dato no es del todo representativo ya que a igualdad de temperaturas, el Syltherm es más viscoso que el Therminol, y puede que antes de llegar a los –40ºC ya sea inviable su uso por un aumento excesivo de su viscosidad. Otro problema de este aceite es su precio, tres veces superior aproximadamente al Therminol VP-1. Las propiedades de ambos aceites se presentan la tabla 3.6, y las variaciones de sus propiedades con la temperatura en las figuras contiguas (en la figura 3.8 calor específico, figura 3.9 densidad, figura 3.10 conductividad térmica y figura 3.11 viscosidad). Aceites térmicos Therminol VP-1 Syltherm 800 Precio (€/kg) 2-3 ~10 Rango de funcionamiento (ºC) 12 – 400 -40 – 400 Tabla 3.6. Propiedades de los aceites térmicos. Figura 3.8. Variación de las propiedades del Syltherm 800 y del Therminol VP-1 con la temperatura – Calor específico (Fuente: Muñoz Antón, 2008). - 87 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. Figura 3.9. Variación de las propiedades del Syltherm 800 y del Therminol VP-1 con la temperatura – Densidad (Fuente: Muñoz Antón, 2008). Figura 3.10. Variación de las propiedades del Syltherm 800 y del Therminol VP-1 con la temperatura – Conductividad térmica (Fuente: Muñoz Antón, 2008). Figura 3.11. Variación de las propiedades del Syltherm 800 y del Therminol VP-1 con la temperatura – Viscosidad (Fuente: Muñoz Antón, 2008). - 88 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz 3.3.2 Uso de sales fundidas como fluido de trabajo en el campo solar Las sales fundidas son fluidos que funden a temperaturas superiores a 150ºC, pero que debido a su alta densidad y a su capacidad para trabajar a elevadas temperaturas de funcionamiento hacen de ellas fluidos muy interesantes desde un punto de vista térmico. El uso de sales fundidas como fluido calorífico es una de las líneas de investigación más importantes que se están llevando a cabo en estos momentos. Actualmente en las plantas comerciales de colectores cilindro parabólicos sólo son usadas en el sistema de almacenamiento y no en el campo solar. Este fluido si se usa en sistemas de receptor central, como por ejemplo la planta Solar Two. Tipos de sales utilizadas en el campo solar de colectores cilindro parabólicos: Las sales empleadas en aplicaciones solares han sido las sales de nitrato, por sus buenas propiedades en comparación con otras. Estas sales producen bajas tasas de corrosión en los materiales habituales para tuberías, son térmicamente más estables en los altos rangos de temperatura requeridos por los ciclos Rankine, tienen presiones de vapor muy bajas, lo que permite trabajar a presiones moderadas en el campo solar, se pueden conseguir fácilmente y son relativamente baratas. Una sal muy usada (sobre todo es sistemas de torre central) es la Solar Salt, ya que tiene una temperatura límite de operación (600ºC) que permite acoplar a estos sistemas a los ciclos de Rankine más avanzados. Además, es una de las sales de nitrato más baratas. Su mayor desventaja es que tiene un punto de congelación muy alto, 220ºC. La sal ternaria Hitec presenta un punto de congelación mucho más bajo, en torno a 140ºC, pero su coste es más alto y su temperatura límite más baja. Existe otra sal, la Hitec XL, con un punto de congelación todavía más bajo, alrededor de los 120ºC. En las siguientes figuras (figura 3.12 calor específico, figura 3.13 densidad, figura 3.14 conductividad térmica y figura 3.15 viscosidad) se pueden ver las propiedades de una sal fundida de uso en sistemas solares, la Hitec XL comparada con el aceite Therminol VP-1 y como varían sus propiedades con la temperatura. - 89 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. Figura 3.12. Comparación de la sal fundida Hitec XL y del aceite Therminol VP-1 para ver como varían sus propiedades físicas con la temperatura - Calor específico (Fuente: Muñoz Antón, 2008). Figura 3.13. Comparación de la sal fundida Hitec XL y del aceite Therminol VP-1 para ver como varían sus propiedades físicas con la temperatura – Densidad (Fuente: Muñoz Antón, 2008). Figura 3.14. Comparación de la sal Hitec XL y del aceite Therminol VP-1 para ver como varían sus propiedades físicas con la temperatura - Conductividad térmica (Fuente: Muñoz Antón, 2008). - 96 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz Solargenix Eurotrough Estructura Estructura espacial de aluminio extruido Estructura tipo armazón soporte (torque box) Apertura (m) 5 5.77 Distancia focal media (m) 1.8 2.1 Longitud de un módulo (m) 8 12 Longitud de un colector (m) 100 150 Área de espejo por colector (m2) 470 817.5 Diámetro del receptor (m) 0.07 0.07 Concentración geométrica 71:1 82:1 Mecanismo de accionamiento Hidráulico Hidráulico Peso (kg/m2) 22 28 Rendimiento óptico 77 80 Proyectos más significativos Nevada Solar One Andasol 1 y 2 Tabla 3.8. Características principales de los colectores Solargenix y Eurotrough. (Fuente: Kearney, 2007) El colector que se va a elegir para la planta termosolar va a ser el Eurotrough y más concretamente el modelo de ultima generación SKAL-ET de la empresa Flagsol. Los puntos fuertes de este colector son:  Su reduciendo peso específico (28 kg/m2).  La elevada rigidez del colector, lo que le posibilita obtener un rendimiento óptico del 80% y le permite operar en condiciones de viento más desfavorables, aumentando su rendimiento.  Es un colector producido a gran escala, lo que hace que comercialmente tenga un precio bastante competitivo 190 €/m2.  Permite su construcción en el mismo campo solar reduciendo así los costes de fabricación. Es un colector que está diseñado para que sea sencillo de manejar, tanto en las operaciones normales diarias como a la hora de realizar los trabajos de mantenimiento correspondientes. - 97 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. 3.5. ELECCIÓN DEL TUBO ABSORBEDOR A EMPLEAR EN LA PLANTA TERMOSOLAR El tubo absorbedor es uno de los elementos más importantes que componen un colector cilindro parabólico, es en él donde la energía solar radiante se convierte en energía térmica por lo que el rendimiento global del colector depende en gran medida de este elemento. Esquemáticamente, los tubos absorbedores que se utilizan en las plantas termosolares están constituidos por dos tubos concéntricos, uno interior metálico, por el que circula el fluido caloportador, y otro exterior de vidrio. Es básico que el tubo metálico cuente con un recubrimiento selectivo el cual le va conferir una elevada absortividad y una baja emisividad en el espectro infrarrojo, así se consigue que los tubos absorbedores tengan elevados rendimientos térmicos. El tubo de vidrio que rodea exteriormente al tubo metálico tiene una doble función la de reducir las pérdidas térmicas por convección en el tubo metálico y la de proteger el recubrimiento selectivo de las inclemencias meteorológicas, para ello entre el tubo metálico y el tubo de vidrio se hace el vacío. El tubo de cristal suele llevar también un tratamiento antirreflexivo en sus dos caras, para aumentar su transmisividad a la radiación solar y consiguientemente, el rendimiento óptico del colector. En la actualidad sólo dos fabricantes suministran tubos absorbedores para los nuevos proyectos de plantas termosolares comerciales, los dos son alemanes Siemens1 y Schott. A continuación se muestran los dos modelos de tubos absorbedores de última generación que ofrecen cada una de estas dos marcas, el receptor SCHOTT PTR 70 y el SIEMENS UVAC 2010. Ambos incorporan los últimos avances tecnológicos proporcionados por la gran experiencia acumulada por estas empresas en los últimos años en los distintos proyectos termosolares en los que han participado. 1Siemens ha fortalecido su posición en el mercado de las centrales eléctricas termosolares al haber adquirido recientemente Solel Solar Systems, que era la empresa israelí que hasta ahora desarrollaba los tubos receptores Solel UVAC ahora Siemens. - 98 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz Figura 3.20. Tubo absorbedor SIEMENS UVAC 2010. (Fuente: Siemens, 2010) Figura 3.21. Esquema de los componentes del tubo absorbedor Siemens UVAC 2010. (Fuente: Siemens, 2010) Componentes del tubo absorbedor Siemens UVAC 2010 1. Tubo metálico 2. Tubo de vidrio 3. Unión mediante soldadura vidrio-metal 4. Fuelle metálico 5. Getter para mantenimiento de la cámara de vacío 6. Protectores externos 7. Protectores internos Figura 3.22. Tubo absorbedor SCHOTT PTR 70. (Fuente: Schott, 2010) 2 1 3 4 5 - 99 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. Componentes del tubo absorbedor Schott PTR 70 1. Unión mediante soldadura vidrio-metal 2. Tubo de vidrio con tratamiento antirreflexivo 3. Tubo metálico recubrimiento selectivo 4. Cámara de vacío 5. Acoplamiento de los tubos con el fuelle En la tabla 3.9 se muestran y comparan las características técnicas principales de ambos tubos absorbedores: SCHOTT PTR 70 SIEMENS UVAC 2010 Longitud 4060 mm 4060 mm Ø exterior tubo metálico 70 mm 70 mm Tipo de metal Acero inoxidable Acero inoxidable recubrimiento selectivo Cermet Cermet Ø exterior tubo vidrio 125 mm 115 mm Tipo de vidrio Vidrio borosilicatado2 Vidrio borosilicatado Transmisividad %96 %.596 Tratamiento antirreflexivo En las dos caras del tubo de vidrio En las dos caras del tubo de vidrio Absortividad %95 %96 Emisividad  10 % a 400 °C  9 % a 400 °C Superficie útil ~ 95% ~ 96% Cámara de vacío Vida útil > 25 años Vida útil > 25 años Tabla 3.9. Características técnicas del receptor SCHOTT PTR 70 y del SIEMENS UVAC 2010. (Fuente: Schott, 2010 y Siemens, 2010) Como se puede apreciar, las diferencias que existen entre ambos son mínimas, tanto a nivel de diseño como a nivel de rendimiento térmico. En ambos, los extremos del tubo de vidrio van soldados, mediante una soldadura vidrio-metal, a un fuelle metálico que, a su vez, va soldado al tubo metálico. De esta forma se logra que exista una cámara de vacío entre el tubo metálico y el de vidrio, y al mismo tiempo se compensa la 2 Vidrio borosilicatado: es un tipo particular de vidrio que se emplea muy a menudo en instrumentos ópticos por sus buenas propiedades ópticas y mecánicas (baja dilatación). - 100 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz diferente dilatación térmica de los tubos de vidrio y metal mediante el fuelle metálico. Los dos modelos utilizan recubrimientos selectivos tipo cermet3 en el tubo metálico absorbedor, realizados mediante procesos de sputtering o PVD (Physical Vapour Deposition)4. El principal problema de la mayoría de este tipo de recubrimientos es que se degradan en contacto con el aire, de ahí la necesidad de que exista una cámara de vacío entre el tubo metálico y el tubo de vidrio. En ambos, para asegurar la cámara de vacío se colocan unos dispositivos denominados getters, que tienen la función de absorber las posibles moléculas de diferentes substancias (sobre todo hidrogeno) que con el paso del tiempo, pudieran ir penetrado en la cámara. También cuentan con un recubrimiento antirreflexivo de alta resistencia al desgaste y que al mismo tiempo permite una elevada transmisión de la radiación solar. Las únicas diferencias reseñables que existen entre ambos modelos se pueden resumir en las dos siguientes:  Los getters, en el tubo diseñado por Siemens van adheridos al tubo metálico, mientras que en el tubo de Schott se adhieren al fuelle metálico.  La forma de colocación del fuelle metálico es otra de las diferencias entre ambos modelos. Mientras que en el diseño de Siemens la unión tubo de cristal-fuelle–tubo metálico se da de manera consecutiva, el fuelle se une a cada tubo por uno de sus extremos, en el diseño de Schott no están dispuestos los elementos consecutivamente, sino unos encima de los otros, esto es, el fuelle queda en mitad. Así se consigue algo más de superficie útil en el tubo absorbedor y permite que los getters se pueden colocar en el fuelle. 3 Un cermet es un material compuesto formado por materiales metálicos y cerámicos. Los cermets están diseñados para combinar la resistencia a altas temperaturas y a la abrasión de los cerámicos con la maleabilidad de los metales. 4 Deposición física a partir de la fase vapor: esta técnica esta basada en la formación de un vapor del material que se pretende depositar como recubrimiento. Para ello, el material en forma de sólido es sometido bien sea a un proceso de calentamiento hasta la evaporación o bien se pulveriza mediante un bombardeo intenso con partículas cargadas en forma de iones, sputtering. - 101 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. Como se ha podido ver, cualquiera de los dos modelos de tubos absorbedores analizados cumple perfectamente con los requisitos que se le exigen a un elemento tan importante como este dentro de un colector cilindro parabólico. El programa de ordenador que se va a utilizar en este proyecto para el diseño y análisis de la central termosolar tiene disponibles para ser elegidos ambos modelos, eso si, el UVAC de Siemens existente es un modelo más antiguo, debido a que la nueva generación acaba de salir en este año 2010. Esto no supone ningún problema porque basta con editar el tubo absorbedor y cambiar sus características por las nuevas y arreglado. Luego a la hora de elegir un tubo absorbedor u otro daría más o menos lo mismo. En la vida real entrarían en juego otros factores más de tipo económicos y de acuerdo entre las distintas empresas participantes en los proyectos termosolares. Para este proyecto se contará con el SCHOTT PTR 70 porque a diferencia del modelo de Siemens, este receptor se fabrica en España, en la planta que la empresa tiene en el Parque de Actividades Medioambientales de Andalucía (PAMA) en Aznalcollar (Sevilla) y para el autor de este trabajo ello es razón suficiente. 3.6. ELECCIÓN DE LA TURBINA DE VAPOR A EMPLEAR EN LA PLANTA TERMOSOLAR La turbina de vapor juega un papel fundamental dentro de las plantas termosolares. Por las características específicas de este tipo de plantas, las cuales no funcionan las 24 horas del día, se requiere de turbinas de vapor con las que se puedan alcanzar altos rendimientos y por lo tanto que ayuden a generar el beneficio económico que en todo proyecto empresarial de este tipo se busca. A continuación, se muestran las características principales con que cuentan las turbinas comerciales que actualmente se están implementando en los ciclos de potencia de las plantas de colectores cilindro parabólicos de tecnología HTF: Figura 3.23. Imagen de la planta que tiene la firma Schott en Aznalcóllar (Sevilla) para la fabricación de tubos absorbedores. (Fuente: www.erasolar.es) - 102 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz  Son turbinas que usan la idea del recalentamiento para mejorar la eficiencia y reducir los costes de inversión de la planta. La solución del recalentamiento mejora la eficiencia general de la planta y reduce problemas relacionados con la corrosión y la humedad en la turbina.  Son turbinas que suelen estar divididas en dos módulos diferentes: una turbina de alta presión (HP) y una de baja presión (LP). Como se va a hacer uso de recalentamiento, es imprescindible una sección de alta presión y otra de baja presión. Un ciclo con recalentamiento permite que la turbina de vapor proporcione un rendimiento mayor con la misma entrada de calor. El vapor se recalienta una vez que se ha expandido a través de la turbina de alta. Esto reduce la cantidad de humedad en la turbina de baja, incrementando la eficiencia y minimizando la erosión causada por las gotas de agua.  Son turbinas que permiten el precalentamiento regenerativo, esto es, extracciones de vapor desde la turbina de baja las cuales se emplean para precalentar el agua antes de entrar en el generador térmico, lo cual tiene el efecto directo de aumentar el rendimiento del ciclo de potencia.  Son turbinas diseñadas para proporcionar arranques y paradas rápidas. Los arranques rápidos son muy positivos a la hora de comenzar lo antes posible a generar electricidad cuando se dan las condiciones necesarias, con los beneficios que esto conlleva. Las paradas rápidas son muy necesarias para permitir la desactivación nocturna de la planta.  Poseen una carga mínima bastante baja, permitiendo de esta manera que la planta funcione durante mayores periodos de tiempo.  Poseen carcasas diseñadas especialmente para que protejan a la turbina de vapor del excesivo enfriamiento nocturno y para acortar significativamente la fase de calentamiento durante los arranques.  Los rotores que utilizan están fabricados con materiales de alta calidad especialmente elegidos para resistir los desgastes y las roturas debidos a la corrosión y la humedad, y así poder lograr una operatividad de la planta lo mayor posible. Existe una marca líder en el mercado mundial para la fabricación de este tipo de turbinas, Siemens. Proyectos tan emblemáticos en España como los de Andasol, Ibersol o Extrasol han - 103 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. confiado en ella, así como casi todas las plantas que se están ahora mismo construyendo como las de Helios, Manchasol, etc. Turbina SST-700 de Siemens La turbina que actualmente ofrece Siemens para aplicaciones de generación de energía en centrales termosolares es la SST-700. Una turbina de dos carcasas consistente en dos módulos: un módulo de AP (alta presión) con reductor y otro de BP (baja presión). Cada módulo se puede usar independientemente o combinado en una configuración ideal. Datos técnicos • Potencia entregada de hasta 175 MW • Presión de entrada (con recalentamiento) de hasta 165 bar • Temperatura de entrada (con recalentamiento) de hasta 585°C • Temperatura de recalentamiento de hasta 415°C • Velocidad de giro de 3000 – 13200 rpm • Extracción controlada de hasta 40 bar y hasta 415°C • Hasta 7 tomas; hasta 120 bar • Presión del vapor de salida: contrapresión de hasta 40 bar o condensación de hasta 0,6 bar • Presión del vapor de escape (recalentado) de hasta 3 bar • Área de escape 1.7 – 11 m2 Dimensiones típicas Longitud 22 m* Ancho 15 m* Altura 6 m* (*incluyendo condensador) Características • Contrapresión / Condensación • Módulos de turbina prefabricados • Posible disposición paralela • AP como unidad de contrapresión, BP como cola de condensación • Trayecto de vapor a medida del cliente - 104 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz • Extracción simple en tubo de comunicación • Escape radial / axial • Aplicaciones de recalentamiento Figura 3.24. Turbina SST-700 de Siemens. (Fuente: Siemens, 2008) Figura 3.25. Proyectos que utilizan la turbina SST-700 de Siemens. (Fuente: Siemens, 2008) - 105 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. En la figura 3.25 se muestra primeramente la gran experiencia que tiene la empresa Siemens con esta turbina SST-700. Se indica el número de proyectos termosolares en los que se utiliza o se va a utilizar, con fondo rojo los que corresponden a tecnología de colectores cilindro parabólicos (40), con fondo verde los correspondientes a tecnología de receptor central (3) y con fondo azul las instaladas en plantas ISCCS5 (2). Además sobre el mapa del mundo, se pueden observar las zonas más propicias para la instalación de este tipo de plantas en función a sus niveles de irradiación solar, color gris zonas no apropiadas, color amarillo suave zonas buenas, color amarillo fuerte zonas muy buenas y color naranja zonas excelentes. Existen otras marcas que fabrican turbinas para aplicaciones termoeléctricas. Como ejemplo citar las de la empresa Mitsubishi Heavy Industries (MHI). Las turbinas que se utilizaron en las primeras plantas SEGS de California eran de la marca MHI, luego esta empresa tiene también una gran experiencia en este campo. El problema es que dentro de la gama de productos que ofrece para este sector, no hay turbinas de potencia tan baja como la que se necesita en este proyecto, 50 MW. Actualmente MHI ofrece dos tipos de turbinas: turbinas de recalentamiento de un sólo cilindro (de 75 a 200 MW) y turbinas de recalentamiento con dos cilindros (de 75 a 200 MW). Las primeras tienen la ventaja de una menor necesidad de espacio, de una construcción y montaje en períodos más cortos y de una menor inversión inicial. Las segundas tienen la ventaja de que obtienen mayores eficiencias energéticas. Figura 3.26. Esquema de una turbina MHI de 150 MW con recalentamiento de dos cilindros. (Fuente: http://www.mhi.co.jp/en/products/category/steam_turbine.html) 5 ISCCS (Integrated Solar Combined Cycle System). La energía solar de los campos solares de cilindros parabólicos se puede integrar con un ciclo combinado para incrementar la eficiencia aún más y disminuir las ya bajas emisiones. Esto se logra con un sistema ciclo combinado integrado con el solar. - 112 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz  La quema de combustibles fósiles es la causa principal del cambio climático que está afectando al planeta.  Las fluctuaciones del precio del petróleo y de sus derivados, causadas por los conflictos internacionales, el aumento de la demanda por parte de los países en vías desarrollo, los límites físicos del recurso, etc., generan incertidumbres, y más si se piensa que una planta como ésta va a estar operativa al menos 30 o 40 años. La cantidad de combustible fósil que utilizaremos en la central va a venir marcada por la normativa legal vigente. Según el REAL DECRETO 661/2007, del 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, existen dos posibilidades de venta para este tipo de plantas: a tarifa regulada o mediante prima de referencia. El Real Decreto también dice 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. Se va a elegir esta última opción: vender la electricidad acogiéndose a la prima de referencia, luego el combustible de apoyo fósil supondrá el 15 por ciento de la producción total de electricidad. La justificación de dicha elección es porque como se verá más adelante en el estudio económico apartado 4.3, se considera la opción más rentable económicamente hablando, para este tipo de plantas. - 113 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. 3.8.2. Tamaño del campo solar y del sistema almacenamiento térmico El uso de almacenamiento térmico ayudará a aumentar la capacidad de la planta y por lo tanto la producción eléctrica. El almacenamiento esta íntimamente ligado con el tamaño del campo solar. Habrá que optimizar el tamaño del campo con la capacidad de almacenamiento en base al coste de la energía producida. Para realizar esta operación se va a utilizar el programa de ordenador que se presento en el capítulo 2, Solar Advisor Model. Dicho programa ofrece la posibilidad de hacer simulaciones para así ver la influencia que distintas variables tienen sobre el coste de la energía, la producción eléctrica, etc. En este caso se va a presentar la simulación paramétrica que realiza para la optimización del campo solar: Optimización del tamaño del campo solar (del múltiplo solar) con SAM: Datos de partida:  Tamaño de la planta 50 MW.  El 15% de la electricidad generada por la central se consigue a partir de la combustión de gas natural. Parámetros utilizados en la simulación: Horas de almacenamiento 0 2.5 5 7.5 10 Múltiplos solares 1 1.25 1.5 1.75 2 2.25 2.5 2.75 3 3.25 3.5 Tabla 3.12. Parámetros de la simulación. Resultados de la simulación: - 114 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz Figura 3.28. Optimización del múltiplo solar en función del almacenamiento y del coste de la energía. Como se observa en la grafica, para un sistema de colectores cilindro parabólicos sin almacenamiento (horas del TES = 0), el coste óptimo normalizado de la energía se produce aproximadamente a un múltiplo solar de 1.25. Debido a que sino el sistema sólo funciona en su punto de diseño (múltiplo solar uno) muy pocas horas al año, sobredimensionar el sistema (múltiplos solares mayores que uno) le permite a este operar cerca del punto de diseño más horas al año. Un sistema con un campo solar de gran tamaño produce más electricidad, reduciendo así el coste normalizado de la energía. Esto ocurre hasta cierto punto, donde el mayor costo de la instalación supera el beneficio de la producción más alta de energía. Si se añade almacenamiento al sistema (horas del TES ≠ 0), este introduce un nivel de complejidad mayor. Los sistemas con almacenamiento pueden aumentar su producción almacenando energía del campo solar para luego usarla durante los periodos en que la producción del campo está por debajo de la del punto de diseño, pero el coste del aumento del tamaño del campo, del sistema de almacenamiento de energía y las pérdidas térmicas, tienen un efecto negativo sobre el coste normalizado de la energía. El análisis realizado indaga sobre el coste normalizado de la energía (LEC o LCOE) buscando su valor mínimo para distintos tamaños de campos solares y para distintos tamaños de sistemas de almacenamiento. - 115 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. Cuando el campo solar tiene un tamaño por encima de su punto de diseño, el análisis tiene en cuenta cualquier energía que podría desaprovecharse durante los períodos en que el campo solar produce más energía que la que el bloque de potencia y el sistema de almacenamiento puede manejar. Como se observa en la figura 3.28 para un sistema con dos horas y media de almacenamiento, el coste óptimo normalizado de la energía se produce aproximadamente para un múltiplo solar de 1.5, para el de cinco horas de 1.75, para el de siete horas y media de 2 y para el de diez horas de 2.25. Con estos datos ya se sabe el tamaño del campo solar que consigue optimizar el coste de energía para una capacidad de almacenamiento dada. Para elegir las horas de almacenamiento que se elegirán, se cree oportuno fijarse en la influencia que éstas tienen en la capacidad de la planta para a la hora de producir energía eléctrica, así como en otros factores como el coste de la instalación. Se utiliza de nuevo el simulador: Figura 3.29. Variación del factor de capacidad en función de las horas de almacenamiento y de los múltiplos solares asociados a estas. Tipo de interés de cambio que se va a utilizar en este proyecto: 1$ = 0.769€ - 116 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz Figura 3.30. Variación de la producción eléctrica anual en función de las horas de almacenamiento y de los múltiplos solares asociados a estas. Horas de almacenamiento múltiplo solar (optimizado) Producción anual eléctrica (kWh) LCOE c$/kWh LCOE c€/kWh Factor de Capacidad (%) Coste de la planta M$ Coste de la planta M€ 0 1.25 128.000.000 17.27 13.28 29.45 185 142 2.5 1.5 147.000.000 18.31 14.08 33.95 213 164 5 1.75 166.000.000 19.24 14.8 38.21 250 192 7.5 2 184.000.000 20.07 15.43 42.04 290 223 10 2.25 204.000.000 20.79 15.99 46.33 330 254 Tabla 3.13. Resumen de los datos obtenidos. En la tabla 3.13 se muestra un resumen de los datos obtenidos al llevar a cabo las distintas simulaciones de la planta termosolar con el programa de ordenador. Para la planta termosolar objeto del proyecto se va a elegir 7.5 horas de almacenamiento. Luego el múltiplo solar que le corresponde optimizado como se ha explicado anteriormente es de dos. A continuación y basándonos en la tabla 3.13 se explican los motivos de porque esta elección: - 117 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica.  Se busca producir la máxima cantidad de electricidad posible.  El factor de capacidad cuanto mayor sea mejor. Este factor nos da una idea del partido que se saca a las posibilidades de generación de la planta.  El coste de la electricidad producida esta dentro de los parámetros aceptables para este tipo de plantas, 10-20 c€/kWh, (Castro Gil, 2006). Cualquiera de las posibles configuraciones eran aceptables porque optimizaban los recursos, tanto físicos como económicos. Por supuesto que con un sistema de almacenamiento de energía de diez horas se lograría producir más electricidad y se tendría un factor de capacidad mayor. Pero esta configuración no se ha elegido por no existir ninguna central comercial en la actualidad de estas dimensiones. La razón es que campos solares tan extensos ( M.S=2.25) y sistemas de almacenamiento tan grandes (10 horas) conllevan bastantes más problemas en las operaciones diarias de control del campo. 3.8.3. Envíos desde los sistemas de almacenamiento y de apoyo fósil En este ultimo apartado se fijará cuanta energía se va enviar y en que momentos desde el sistema de almacenamiento y desde el sistema auxiliar de apoyo fósil, el programa ofrece para ello una serie de calendarios, donde todas las horas del año se distribuyen en seis posibles periodos de envío. En la figura 3.27 se muestran los seis periodos de envío de energía posible desde el sistema de almacenamiento y desde la caldera auxiliar de gas natural y los parámetros elegidos a tal efecto: Figura 3.31. Periodos de envío. A continuación se muestra el calendario, de entre los cuatro distintos ofrecidos por el programa, elegido para la realización de este proyecto. - 118 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz Figura 3.32. Calendario de distribución. Para el sistema de almacenamiento, se ha optado por elegir envíos de energía que si el estado de llenado del sistema lo permite, podrían cubrir hasta el 100% de las necesidades del ciclo de potencia durante esa hora. Esto se consigue al poner en la columna tercera de la figura 3.31 un uno en cada periodo, que representa que se puede enviar hasta el 100% de la entrada de energía necesaria al bloque de potencia (de diseño), así se consigue que pueda funcionar a plena carga únicamente con la energía procedente del sistema de almacenamiento. Las dos primeras columnas sirven para fijar el mínimo de energía que debe haber en el sistema de almacenamiento para que este se ponga a funcionar. Este mínimo se marca al poner una fracción de energía de la capacidad máxima total de almacenamiento del sistema, en este caso se ha puesto un mínimo del 10%, esto son 106.589 MWt. Si no se dispone de esa energía en el sistema de almacenamiento se considera que no merece la pena ponerlo en marcha. La razón por la que existen dos columnas es porque el programa diferencia entre si hay energía procedente del campo solar que entra al bloque en esa hora (con sol) o no (sin sol). Fijarse que se han rellenado los seis periodos de envíos posibles. Esto es porque nos interesa gastar siempre la energía almacenada en el mismo día, porque así se tiene el sistema preparado para cargarse al día siguiente. No tiene sentido no descargar casi completamente el sistema de almacenamiento. Sólo se conservará algo de energía para la protección contra heladas y para la - 119 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. puesta en marcha de algunos sistemas, aunque al contar también la central con combustible fósil de apoyo, estas necesidades también pueden ser cubiertas por éste. Como se puede observar en la figura 3.32, se diferencia en el calendario entre las horas que caen en fines de semana y las que no. Esto es debido a que la demanda de energía de energía es menor en los fines de semana, por lo tanto el precio de venta de la energía en el mercado será menor. Interesa sobre todo producir electricidad en las horas de mayor consumo eléctrico, en las horas pico, que es cuando más cara se pagara la energía y por lo tanto el beneficio será mayor. Las dos graficas que se muestra a continuación representan la demanda eléctrica en España para un día del mes de junio (11/6/2009 jueves) y (14/6/2009 domingo). Figuras 3.33. Comparación de la demanda eléctrica entre un día entre semana y un día de fin de semana. (Fuente: REE, 2009) Como se puede observar, para la distribución del combustible fósil sólo hay una columna, la cuarta de la figura 3.31. No tiene sentido preguntarse como en el almacenamiento cuando debe - 120 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz ponerse en marcha ya que el flujo de gas natural disponible es continuo, cosa que no ocurre con el sistema de almacenamiento que depende de su nivel de llenado. La fracción que se elige de envío también se toma respecto de la entrada de energía necesaria al bloque de potencia (de diseño). Para la distribución de la energía procedente del sistema auxiliar de combustible fósil, se ha optado primero por reforzar el periodo de distribución número uno, que corresponde con las horas centrales de los días de verano, cuando el consumo de electricidad es mayor y por lo tanto la energía se paga más cara. Cierto es que casi no se va a quemar gas natural en esos periodos, porque con el campo solar y el sistema de almacenamiento se bastan, pero no se puede dejar que un día nublado dentro de este periodo deje a la central sin sus ingresos más elevados. El porcentaje de electricidad generado en este periodo número uno mediante el aporte auxiliar de gas natural supone el 2.23% de la electricidad generada al año. La fracción elegida para este periodo corresponde con el 100% de la entrada al bloque de potencia de diseño, esto es, si es necesario podrá hacer funcionar la turbina a plena carga. Energía eléctrica producida anualmente sin aporte fósil en el periodo uno (MWh) Energía eléctrica producida anualmente con el 15% de apoyo fósil (MWh) 180032 184139 Porcentaje anual de electricidad generada mediante el aporte de combustible fósil en el periodo uno 2.23% Tabla 3.14. Aporte de electricidad en el periodo uno gracias al combustible fósil. La segunda decisión que se ha tomado a la hora de la distribución de la engría procedente del sistema auxiliar de combustible fósil, es reforzar el periodo de envío número cuatro. Las razones estriban en que es un periodo muy grande que engloba a todos los meses del año excepto los de verano, de horas más o menos centrales y pertenecientes a días entre semana (no fines de semana). Además al quemar combustible fósil en ese periodo se logra que la central funcione mejor a cargas pico y también a cargas base. Además se soluciona uno de los problemas que al hacer las simulaciones con el programa (sin aporte de combustible fósil en este periodo) se había observado: en los días parcialmente nublados, sobre todo de invierno, la central no llegaba muchos días ni a ponerse en marcha por falta de aporte solar. - 121 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. A continuación se muestran las graficas de generación eléctrica para un día como los comentados anteriormente. La primera corresponde a lo que ocurriría en la central si no se contase con el sistema auxiliar de apoyo fósil, y la segunda muestra como se soluciona el problema quemando gas natural en un día tipo como el comentado. Figura 3.34. Producción eléctrica sin apoyo de combustible fósil. La simulación realizada por el programa en base a los datos del archivo tiempo, muestra que el día 27 de diciembre no se produciría electricidad en la central termosolar, figura 3.34. Aparece la energía producida como negativa debido a ciertos consumos eléctricos que tiene la central este operativa o no. Figura 3.35. Producción eléctrica con apoyo de combustible fósil. Aportando combustible fósil en el periodo de envío número cuatro, a razón del 39% de la entrada necesaria de energía al bloque de potencia (de diseño), se logra generar en ese día una potencia constante de ocho de la mañana a ocho de la tarde cercana a los 20 MW, lo que supone una producción eléctrica de 231.59 MWh para el día 27 de diciembre, figura 3.35. Además se logra también no tener parada la planta, con todos los problemas que esto conlleva relacionados con el mantenimiento de la misma. - 128 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz 2 222 6254831 8176106336327514360800 10119142 m m/W.m/W..xm/W Wtx. QQFQ Q ADSFPipeLossHCELossDSFOptEffDfReDIN PBDesign Exact      Siendo: QPBDesign: Entrada de energía térmica al bloque de potencia de diseño (calculado anteriormente). QDinRef: La radiación normal directa de referencia en vatios por metro cuadrado. FSFOpticalEffD: Eficiencia óptica media del campo solar (de diseño). El factor de la eficiencia óptica del campo solar (de diseño) FSFOptEffD, tiene en cuenta la eficiencia óptica del colector, las pérdidas por sombreamiento entre filas, y las pérdidas por final de colector. El programa lo estima en 0.751436. Este valor de eficiencia óptica del programa, corresponde con el rendimiento óptico pico nombrado en el apartado 1.4.2.2. QHCELossD: Pérdidas térmicas de los tubos absorbedores (de diseño). Las pérdidas térmicas del tubo absorbedor (de diseño) QHCELossD son las pérdidas de calor del tubo absorbedor calculadas usando las variables de referencia y de diseño. Las variables de referencia y de diseño usadas son: la temperatura de entrada y de salida al campo solar TSFinD y TSFoutD, la radiación normal directa de referencia QDNIRef, la velocidad del viento de referencia vWindRef y la temperatura ambiente de referencia TAmbientRef. Dichas pérdidas son 32.6336 W/m2 QSFPipeLossD: Pérdidas de calor en tuberías del campo solar (de diseño). El calculo de las pérdidas de diseño en las tuberías del campo solar QSFPipeLossD se realiza usando tres coeficientes de pérdidas de calor de tuberías FPHL1 ... 3, y las siguientes variables de referencia y de diseño: pérdidas de calor en las tuberías del campo a la temperatura de diseño QPHLatDsgnT, temperatura de diseño de entrada y de salida al campo solar TSFinD y TSFoutD, y la temperatura ambiente de referencia TAmbientRef. El resultado es 10.82 W/m2. (Si se quieren ver las formulas que utiliza el programa para obtener FSFOpticalEffD, QHCELossD y QSFPipeLossD, como ya se dijo en el capítulo 2, en la web https://www.nrel.gov/analysis/sam/ hay - 129 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. un manual del programa donde se detallan cada una de las formulas utilizadas. Para estos tres valores se ha preferido detallar lo que suponen y poner los resultados tal cual los da el programa de ordenador (una vez comprobados), para facilitar la claridad del texto y porque se entienden que con el valor ya se da una idea precisa de lo que suponen. Una vez calculada el área exacta, se calcula el número de colectores equivalentes a ese área de espejos concentradores: Calculo del número de colectores NSCAExact: Número exacto de colectores. El área exacta dividida por la superficie de la apertura del colector. SAM utiliza el número entero más cercano mayor o igual a este valor para calcular el área del campo solar. El número exacto de colectores representa el número de SCAs en un campo solar de múltiplo solar uno. Colectores. .A A NAperture Exact SCAExact 31272311 5817 254831  Siendo: Aexact: El área exacta (calculada anteriormente) ASCAAperture: El área de apertura del colector. Es un dato del SCA elegido (EuroTrough ET150). Con esto se obtiene el verdadero área que va a tener el campo solar: AsolarField: El área de campo solar, expresada en metros cuadrados de espejos concentradores. 22 51012025817312 mxm.xFANA pleSolarMultiSCAExact eSCAAperturSolarField  Siendo: NSCAExact: Número exacto de colectores. (calculado anteriormente) ASCAAperture: El área de apertura del colector. - 130 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz FsolarMultiple: El área de campo solar expresado como un múltiplo del área exacta. Es un dato de partida (=2) justificado en el capítulo anterior. Y se obtiene también la energía que debe producir el campo solar: Energía suministrada por el campo solar QSFDesign: La energía de diseño del campo de solar. Es la energía térmica que el campo debe producir bajo las condiciones de referencia del punto de diseño para así suministrar la energía térmica necesaria (de diseño) a la entrada del bloque de potencia QPBDesign. MWt.xMWt.FQQ pleSolarMultiPBDesignSFDesign 2382842119142  Siendo: QPBDesign: Entrada de energía térmica al bloque de potencia de diseño (calculado anteriormente) FsolarMultiple: El área de campo solar expresado como un múltiplo del área exacta. Es un dato de partida (=2) justificado en el capítulo anterior. Flujo másico de fluido en el campo Otro dato que se calcula es el flujo másico de fluido caloportador: mSFMassFlowD: El flujo másico de diseño del fluido caloportador es una función de la energía de diseño suministrada por el campo solar QSFDesign, y de las entalpías de diseño a la entrada y a la salida del campo HSFinD y HSFoutD: s/Kg. Kg/J.Kg/J. Wtx. HH Q mSFinDSFoutD SFDesign DSFMassFlow 751188 073538788137777895 10238284 6      QSFDesign: La energía de diseño del campo de solar.(Calculada anteriormente). HSFinD y HSfoutD: Entalpías de diseño del fluido caloportador a la entrada y a la salida del campo solar. - 131 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. Las entalpías de diseño del fluido caloportador a la entrada y a la salida del campo solar HSFinD y HSFoutD dependen del tipo de fluido usado en el campo solar (en este caso Therminol VP-1) y son una función de las temperaturas de entrada y salida al campo solar, TSFinD y TSfoutD. Las tablas de propiedades del fluido caloportador determinan los valores de las entalpías una vez dados los valores de las temperaturas de entrada y de salida. TSFinD y TSfoutD son respectivamente 293ºC y 391ºC. Son las recomendadas para este tipo de aceite sintético en el manual del programa. Tabla 3.19. Entalpía del HTF en Julios por kilogramo como una función de la temperatura en grados Centígrados. (Fuente: Solar Advisor Model Reference Manual, 2009). En este tipo de centrales se suele dar el flujo másico que atraviesa por cada lazo. Si se tiene en cuenta que el número exacto de colectores era de 312 y que el múltiplo solar es igual a 2, eso nos da 624 colectores en el campo. Como cada lazo tiene 4 colectores obtenemos 156 lazos. Dividiendo el flujo total por el número de lazos se obtiene un flujo másico por lazo de colectores de 7.62 kg/s. s/Kg. x s/Kg. FN m mpleSolarMultiSCAExact SFMassFlow lazo/DSFMassFlow 627 4 2312 751188 4    En las plantas termosolares de colectores cilindro parabólicos actuales que emplean aceite como fluido caloportador, la configuración del lazo de colectores que se está utilizando es la siguiente: 4 colectores EuroTrough ET150 en serie, compuestos a su vez por 12 módulos de 12.27 metros, por lo que se tienen lazos de 600 metros de longitud (300 metros de ida y 300 metros de vuelta). - 132 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz Figura 3.38. Configuración de un lazo de cuatro colectores EuroTrough ET150. (Fuente: Montes Pita, 2008) 3.10. ANÁLISIS TERMODINÁMICO DEL CICLO DE POTENCIA En el apartado 1.4.3 se habló ya de los ciclos de potencia asociados a las plantas termosolares, de como los ciclos de turbina de vapor son los que normalmente se implementan en este tipo de centrales y de cómo el proceso termodinámico de comparación empleado para analizar el más elemental de estos ciclos es el denominado ciclo Rankine. También se vió que existían dos modificaciones principales al ciclo Rankine básico. Una el recalentamiento del vapor antes de terminar su expansión en la turbina. El motivo fundamental de esta modificación es poder emplear mayores presiones de entrada en turbina, lo cual contribuye a aumentar el rendimiento del ciclo. La otra modificación es el precalentamiento regenerativo, que consiste en hacer extracciones de vapor desde la turbina y emplearlas para precalentar el agua antes de entrar en el generador de vapor lo cual tiene el efecto directo de aumentar el rendimiento del ciclo de potencia por incrementar la temperatura media a la cual introducimos la energía térmica en el mismo. En este apartado se quiere analizar más en concreto el ciclo termodinámico que se da en estas plantas. Para ello en las siguientes páginas se muestra el esquema del generador de vapor desde el punto de vista del aceite y el esquema de todo el ciclo de agua–vapor del bloque de potencia. También se ofrece la información de los diversos estados termodinámicos por los que atraviesan ambas sustancias (aceite y agua) en sus distintos procesos. Además, se realizan una serie de cálculos para ver los flujos de energía que se dan en cada uno de los elementos del sistema de potencia y por último se calcula el rendimiento del ciclo. - 133 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. Figura 3.39. Esquema de generador de vapor desde el punto de vista del aceite. Punto Temperatura (ºC) Densidad (kg/m3) H (kj/kg) S (kj/kgK) 1 391 704 777.9 2.60 2 249 868 439.8 2.18 3 378 720 746.5 2.56 4 327 788 617.2 2.39 5 304 812 564.9 2.33 6 293 824 538.9 2.30 Tabla 3.19. Características principales del sistema de fluido térmico. (Fuente: NREL, 2010) Precalentador Evaporador Sobrecalentador Recalentador Campo solar de colectores cilindroparabólicos X1 1- X1 1 1 2 3 4 5 6 X1=0.1 1-X1=0.9 Mezclador - 134 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz Figura 3.40. Esquema del ciclo de potencia agua-vapor. Punto Temperatura (ºC) Presión (bares) Titulo H (kj/kg) S (kj/kgK) 1 280 100 Liq 1238.24 3.063 2 311.03 100 0 1408.1 3.361 3 311.03 100 1 2723.43 5.613 4 371 100 Vap 3000.86 6.067 5 290 51.84 Vap 2882.95 6.122 6 371 51.84 Vap 3118.23 6.514 7 169.3 7.791 1 2767.07 6.671 8 38.96 0.07 0.829 2159.7 6.955 9 38.96 0.07 0 163.106 0.55824 10 39.03 7.791 Liq 163.92 0.55838 11 159.5 7.791 Liq 673.25 1.937 12 161 100 Liq 685.85 1.943 13 171 51.84 Liq 726.34 2.047 14 169.3 7.791 0.005 726.34 2.058 Tabla 3.20. Características principales del sistema agua-vapor. (Fuente: NREL, 2010) Turbina de alta presión Turbina de baja presión Condensador Recalentador Evaporador Precalentador Sobrecalentador Precalentador de superficie Precalentador de mezcla G Purgador Y1 1-Y1 Y2 1-Y1 -Y2 1 B1 B2 1 4 2 3 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 Extracciones: Y1=0.2543 Y2=0.1416 (Respecto de lo que llega antes de cada bifurcación) - 135 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. Los datos de los distintos estados termodinámicos así como de los valores de las distintas extracciones han sido obtenidos de los existentes en plantas de este tipo como las SEGS californianas o como las de Andasol en la provincia de Granada. A continuación se ofrece la simulación realizada del ciclo de potencia en el programa de ordenador Termograf v5.5: Figura 3.41. Ciclo de potencia de la planta termosolar. Los parámetros fundamentales del ciclo de potencia son:  Potencia de 50 MW. Limitación de potencia nominal establecida por el RD 661.  Temperatura de entrada al ciclo de potencia del aceite 391ºC. Los aceites térmicos disponibles tienen un límite superior de temperatura ligeramente inferior a 400ºC.  Temperatura de salida del vapor recalentado 371ºC  Presión de entrada en la turbina 100 bares  Titulo a la salida de la turbina >0.85, para proteger los alabes de la turbina.  Condensador refrigerado con agua sin límites de caudal, se hará mediante torres de refrigeración. - 136 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz CÁLCULOS Lo primero que se va a hacer es calcular los flujos másicos necesarios de ambas sustancia (aceite y agua). En el apartado 3.9.1 se calculo el flujo másico de fluido caloportador en el campo solar (aceite sintético Therminol VP-1), se recuerda a continuación: s/Kg. Kg/J.Kg/J. Wtx. HH Q mSFinDSFoutD SFDesign DSFMassFlow 751188 073538788137777895 10238284 6      Este flujo es para un múltiplo solar igual a dos, con un múltiplo así se generaba el doble de la energía térmica necesaria para hacer funcionar el bloque de potencia en condiciones nominales. Luego el flujo debe considerarse la mitad, 594.375 kg/s, como si se tratase de un campo diseñado para múltiplo solar de uno. Para conocer el flujo másico de agua necesaria en el sistema de potencia se va a realizar un balance de energía del generador de vapor, considerándolo como todo uno: aguams/Kg.)Kg/KJKg/KJ(aguam)Kg/KJ .Kg/KJ.(s/Kg..)hh(aguam)hh(aceitem     397230001233 953897779037559404161 Una vez conocidos los flujos másicos vamos a analizar más en profundidad lo que ocurre en el generador de vapor: Precalentador: se va a calcular el calor cedido por el aceite al agua realizando un balance de energía a la línea del agua. kWt.Q )kg/kJ.kg/kJ.(s/kg.Q)hh(aguamQ 1712296 114082412383972021     Evaporador: se va a calcular el calor cedido por el aceite al agua realizando un balance de energía a la línea del agua. kWt.Q )kg/kJ.kg/kJ.(s/kg.Q)hh(aguamQ 7495216 432723114083972032     - 137 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. Sobrecalentador: se va a calcular el calor cedido por el aceite al agua realizando un balance de energía a la línea del agua. kWt.Q )kg/kJ.kg/kJ.(s/kg.Q)hh(aguamQ 1620083 8630004327233972043     A continuación se va a calcular el calor cedido por la extracción de aceite X1 al agua en el recalentador, para ello se va a realizar un balance de energía a la línea del agua. kWt.Q )kg/kJ.kg/kJ.(s/kg).(.Q)hh()y(aguamQ 712700 233118952882254301397210 651     A continuación se van a calcular los trabajos obtenidos en la turbina de alta y de baja: kW.)kg/kJ.kg/kJ.(s/kg.)hh(mAlta.TurbW 585359528828630003972 54   kW.kWkW. )kg/kJ.kg/kJ.(s/kg).().(.)kg/kJ. kg/kJ.(s/kg).(.)hh(m)hh(mBaja.TurbW 0547100281440518956 721590727671416012543013972072767 2331182543013972 8776     A continuación se van a calcular los trabajos consumidos por las bombas del sistema: kW. )kg/kJ.kg/kJ.(s/kg).().(.)hh(mBombaW 7237 1061639216314160125430139721910    kW.)kg/kJ.kg/kJ.(s/kg.)hh(mBombaW 119122567385685397221112   Ya se está en disposición de calcular el rendimiento del ciclo: - 144 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz La tabla 4.6 sirve para comparar el LEC obtenido con el de otras tecnologías de producción eléctrica a partir de fuentes renovables y también con la generación en ciclo combinado, una de las tecnologías más competitivas actualmente. Lo primero que se observa es que la planta tiene unos costes de energía medios dentro de los sistemas termosolares existentes en la actualidad. Lo segundo que se observa es que la generación de electricidad a partir de sistemas solares de concentración, tiene unos costes de los más altos entre las diferentes tecnologías (sólo superados por la fotovoltaica), aunque según diversos informes, se espera que en un futuro no muy lejano, “sus costes puedan rondar entre los 6 y 8 c€/kWh” (Fuente IEA, 2010), gracias a los avances tecnológicos y a la madurez que están adquiriendo estos sistemas. Solar fotovoltaica Solar térmica Eólica Minihidráulica Biomasa Ciclo combinado 27-51 c€/kWh 10-20 c€/kWh 3.5-8.5 c€/kWh 4-15 c€/kWh 4-15 c€/kWh 2.9-6.4 c€/kWh Tabla 4.6. LEC de las tecnologías de producción eléctrica a partir de fuentes renovables y de ciclo combinado, en c€/kWh. (Fuente: Castro Gil, 2006) En la figura 4.4 se puede observar la evolución que han llevado y la que se prevé que lleven los costes de la generación eléctrica mediante centrales termosolares. Esta grafica ayuda a situar la planta objeto del proyecto comparándola con las ya existentes y las próximas que se van a incorporar. Así se puede observar que se encuentra a unos niveles de costes razonables. Recordar, LEC = 15.4388 c€/kWh para la planta de concentración solar objeto del proyecto. Figura 4.4. Evolución de los costes de generación solar en c€/kWh. (Fuente: SENER, 2010) - 145 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. c) Otro dato importante que aporta la simulación es el factor de capacidad de la planta, esto es, la energía generada partida de la que generaría si trabajase las 8760 horas del año a su máxima potencia. Ya se habló de ello en el capítulo 3, entonces se vió la influencia del almacenamiento sobre este factor. Una planta sin almacenamiento ni apoyo fósil, es decir sólo solar, suele tener una capacidad no superior al 25%. Las plantas SEGS no superan el 30% aunque cuentan con apoyo fósil. La planta diseñada al contar con almacenamiento (7.5 horas) y con apoyo de combustible fósil (15% GN) consigue un factor de capacidad del el 42.04%. Es un valor a tener en cuenta y además lo bueno que tiene es que generara su máxima potencia en los picos de demanda eléctrica como ya se ha visto. Configuraciones de plantas termosolares de este tipo (con almacenamiento térmico y apoyo de combustible fósil) suelen tener un factor de capacidad entre el 40-45% (Zarza, 2004). Factor de capacidad (%) 42.04 Tabla 4.7. Factor de capacidad de la planta termosolar objeto de estudio. %. horasMW MWh anualmenteteteóricamenproducidamáximaEnergía anualmenteproducidanetaeléctricaEnergía capacidaddeFactor 0442 876050 184139     En las figuras 4.5 y 4.6 se puede comparar el factor de capacidad de distintas tecnologías de producción eléctrica, a partir de fuentes renovables y también no renovables. Se observa que la planta tendría un factor de capacidad de los más altos dentro de las tecnologías de producción mediante energías renovables, esto es debido al tipo de configuración de la planta que la hace estar menos expuesta a las intermitencias del recurso solar. Figura 4.5. Factor de capacidad energías renovables. (Fuente: Ibañez Lopez, 2009). - 146 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz Entre las causas más importantes que reducen el factor de capacidad de las distintas tecnologías de producción eléctrica se encuentran:  Las operaciones de mantenimiento, los fallos más o menos largos de los equipos, etc.  La ausencia de la demanda de electricidad que obliga a los administradores de red a disminuir o parar la producción en algunas unidades.  La intermitencia o irregularidad de la fuente de energía, como es por ejemplo el caso de la energía solar, la eólica o la mini-hidráulica. 4.2.2. Datos simulación horaria A continuación se presentan y se analizan los flujos de energía por hora más importantes calculadas por el programa de ordenador en relación a la planta termosolar: En la figura 4.7 se observan los flujos de energía anuales principales de la central. De esta manera se puede hallar un dato tan importante como es el rendimiento de la central termosolar, que informa del grado de aprovechamiento que ésta hace de la energía solar disponible. También se hallará el rendimiento anual del campo solar y el del ciclo de potencia. Los flujos que se observan de izquierda a derecha son: la radiación incidente sobre el campo solar, la producción térmica del campo (ya sea para abastecer directamente al ciclo de potencia o indirectamente a través del sistema de almacenamiento), la energía térmica que entra al bloque de potencia y la energía eléctrica producida, bruta y neta. Todos los flujos son anuales y vienen en kWh. Figura 4.6. Factor de capacidad energías convencionales. (Fuente: Ibañez Lopez, 2009). - 147 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. Figura 4.7. Flujos de energía anuales en nuestra central termosolar en kWh. Nota: Tener en cuenta que la energía que entra al bloque de potencia es mayor que la energía entregada por el campo solar porque la primera tiene en cuenta el aporte del gas natural en la caldera auxiliar. Ya se explicó en el tema 2, que aunque se iba a suponer que la caldera auxiliar calentaba el aceite del campo en momentos de baja irradiación solar, tal como exige la legislación española, el programa sólo permite poner la caldera auxiliar dentro del ciclo de potencia, luego va a calentar directamente el agua. Con estos datos se pueden sacar los rendimientos anuales de la central, del campo y del ciclo: %. MWht MWhe disponiblesolarEnergía producidanetaeléctricaEnergía centralladeEficiencia 7417 1037930 184139  %. MWht MWht disponiblesolarEnergía campoelporentregadaEnergía solarcampodelEficiencia 7748 1037930 506215  %. MWht MWhe potenciadebloquealentraqueEnergía producidanetaelectricaEnergía potenciadebloquedelEficiencia 5533 548870 184139   - 148 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz Rendimiento Nuclear 30-40% Ciclo combinado 42-58% Eólica 30-47% Mini-hidráulica 60-80% Fotovoltaica 10-20% Termosolar 12-19% Tabla 4.8. Rendimiento de conversión para diferentes tecnologías de generación eléctrica. En la tabla 4.8 se muestran los distintos rendimientos globales para distintos tipos de tecnologías de generación eléctrica. Se observa como la tecnología termosolar esta entre los sistemas con menor rendimiento, esto es debido a la forma de aprovechamiento que se hace de la energía disponible: Primero hay que colectar la radiación solar, pasarla a energía térmica apoyándose en un fluido caloportador, de éste al agua, y finalmente el ciclo de potencia. Todos estos procesos conllevan muchísimas pérdidas. Pero como dato positivo, dentro de la tecnología termosolar, la central tiene un rendimiento muy alto, 17.74%, debido a que cuenta con sistema de almacenamiento térmico y apoyo de combustible fósil. Para centrales sólo solares, el rendimiento suele oscilar entre el 12% o 14% según ubicaciones (García Casals, 2001 ). Ahora se va a ver y analizar más en profundidad los resultados, sobre todo para ver donde se dan esas pérdidas de la energía en un principio disponible. Al conocer estos datos, se podrá también ver en que puntos debe mejorar esta tecnología para obtener mayores eficiencias y con ellas menores costes de generación eléctrica. Para ello se van a examinar las variables de salida que ofrece el programa. a) Variables de salida por cada hora calculadas por el módulo del campo solar Nombre Nombre en los resultados de la simulación Descripción Unidades Símbolo Radiación directa Q_nip Valor de radiación directa leída del archivo de datos meteorológicos. W/m2 QNIP Tabla 4.9. Radiación directa. - 149 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. Nombre Nombre en los resultados de la simulación Descripción Unidades Símbolo Radiación normal directa Q_nip CosTh La componente normal de la radiación directa. W/m2 QNIPICosTh Tabla 4.10. Radiación normal directa. Figura 4.8. Radiación normal directa el día 21 de junio. En la figura 4.8 se observaba la radiación normal directa que se da el día 21 de junio. Se ha creído interesante mostrar este grafico porque como se vio en el apartado 3.9 del proyecto, a la hora de dimensionar el campo solar de la central se tenía que elegir una radiación normal directa de referencia que sirviera al programa para ir realizando los primeros cálculos. Esta debía ser la típica de un día de verano despejado en las horas centrales del día. Se eligió en su momento el valor 800 W/m2 tal como indicaba el programa para localizaciones del Sur de España. Con este grafico se quiere hacer ver como este valor elegido es bastante razonable. Casi todos los programas de diseño de centrales termosolares suelen coger las condiciones meteorológicas del día 21 de junio, solsticio de verano, como referencia para diseño. Se sigue analizando el campo solar viendo más variables: Nombre Nombre en los resultados de la simulación Descripción Unidades Símbolo Radiación directa incidente Q_dni Es el producto de la radiación directa y el área de campo solar. MWt QDNI Tabla 4.11. Radiación directa incidente. - 150 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz Nombre Nombre en los resultados de la simulación Descripción Unidades Símbolo Radiación normal directa incidente QSF_nipCosTh Es el producto de la radiación normal directa y el área de campo solar. MWt QSFNIPCosTh Tabla 4.12. Radiación normal directa incidente. Figura 4.9. Limitación de la radiación solar directa que llega a la superficie de los colectores debida al ángulo de incidencia (medias horarias mensuales). En la figura 4.9 se compara la radiación directa incidente con la radiación normal directa incidente (medias horarias mensuales). La diferencia entre ambas se debe al ángulo de incidencia, que limita la cantidad de radiación solar que resulta aprovechable por los colectores. El ángulo de incidencia se ha visto ya en los apartados 1.2.2 y 1.4.2.1, pero como recordatorio decir que es el ángulo formado entre la superficie de los colectores y los rayos solares incidentes. Lo ideal sería que la radiación solar directa fuera perpendicular al plano de apertura del concentrador, así no se tendría dicha limitación, pero cuando se dispone de un único grado de libertad en el sistema de seguimiento solar, como es el caso de los colectores cilindro parabólicos, esto se consigue sólo en momentos muy puntuales. Según los datos obtenidos al realizar el análisis, esta limitación del ángulo de incidencia supone que el 13.46% de la radiación directa incidente sobre los colectores del campo solar no se pueda aprovechar debido a este motivo, 140 GWht de pérdida al año. - 151 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. %.) GWht GWht ( incidentedirectaRadiación incidentedirectanormalRadiación %PERDIDAS 4613100 1040 900 1 Más variables a analizar: Nombre Nombre en los resultados de la simulación Descripción Unidades Símbolo La energía absorbida en el campo solar QSF_abs Energía absorbida por los colectores del campo solar antes de las pérdidas térmicas e incluidas las pérdidas ópticas y geométricas. MWt QSFAbs Tabla 4.13. La energía absorbida en el campo solar. En la figura 4.10 de la página siguiente se compara la radiación normal directa incidente con la energía absorbida por el campo solar. La diferencia entre ambas corresponde a las pérdidas óptica más las geométricas que se dan en los colectores. En el apartado 1.4.2. de este proyecto, al analizar el balance energético de un colector ya se habló de ellas, pero para refrescar un poco la memoria se hace aquí un pequeño resumen de las pérdidas que se producen en un colector: 1.- Pérdidas geométricas 1.1- Debidas a la posición relativa entre las filas de colectores (pérdidas por sombreamiento). 1.2- Las inherentes a cada colector (pérdidas debidas al ángulo de incidencia, que a parte de limitar la radiación solar aprovechable como se ha visto antes, también provoca una pérdida de superficie reflexiva útil del concentrador. 2.- Pérdidas ópticas debidas a que ni la superficie reflexiva del concentrador es un reflector perfecto, ni el vidrio que cubre al tubo absorbente metálico es totalmente transparente, ni la superficie selectiva del tubo metálico es un absorbente perfecto, ni la geometría del concentrador parabólico es perfecta. 3.- Pérdidas térmicas, las cuales se producen principalmente en dos sitios: en el tubo absorbedor y en las tuberías de fluido térmico en el campo solar. - 152 - Proyecto Final de Carrera Ignacio Ciria Repáraz Figura 4.10. Comparación entre la radiación normal directa incidente con la energía absorbida por el campo solar. La diferencia entre ambas corresponde a las pérdidas óptica más las geométricas. Según los datos obtenidos las pérdidas ópticas más las geométricas suponen que se desperdicie un 31.44% de energía térmica respecto de la radiación normal directa incidente anual. %.) GWh GWh ( incidentedirectanormalRadiación solarcampoelporabsorbidaEnergía %PERDIDAS 4431100 900 617 1 De ese porcentaje del 31.44%, el 22.9% corresponden a las pérdidas ópticas y el 8.54% a las pérdidas geométricas. Como también se dijo en el apartado 1.4.2., por orden de importancia primero están las pérdidas ópticas, luego las térmicas, y finalmente las geométricas, vemos entonces como se cumple lo dicho hasta el momento. 206.1 76.95 0 50 100 150 200 250 GWht / año Perdidas ópticas (22.9 %) perdidas geométricas (8.54%) Figura 4.11. Pérdidas ópticas y geométricas en los colectores del campo. - 153 - Análisis de la tecnología de concentración solar mediante colectores cilindro parabólicos para generación eléctrica. En la figura 4.11 se ha podido observar la distinta importancia de las pérdidas ópticas y las geométricas, así como la cantidad que de energía que dichas pérdidas suponen en GWht al año. Más variables a analizar: Nombre Nombre en los resultados de la simulación Descripción Unidades Símbolo Energía suministrada por el campo solar Q_SF(MW) Energía térmica suministrada por el campo solar MWt QSolarField Tabla 4.14. Energía térmica suministrada por el campo solar. En la siguiente figura se compara la energía absorbida por el campo solar y la energía suministrada por el campo solar, la diferencia entre ambas corresponde con las pérdidas térmicas que se producen en el campo, las cuales suponen que se desperdicie el 18% de la energía absorbida por el campo anualmente. Figura 4.12. Influencia de las pérdidas térmicas en el campo solar (medias horarias mensuales). %) GWh GWh ( solarcampoelporabsorbidaEnergía solarcampoelporistradaminsuEnergía %PERDIDAS 18100 617 506 1 De ese porcentaje del 18%, el 13.5% corresponden a las pérdidas que se dan en el tubo absorbedor y el 4.5% a las pérdidas que se dan en las tuberías del campo solar.