Análisis de plantas termosolares que utilizan sodio líquido como fluido de transferencia de calor

Equation Chapter 1 Section 1 Proyecto Fin de Carrera Ingeniería de Energía. Mención de Energía Renovables Análisis de plantas termosolares que utilizan sodio líquido como fluido de transferencia de calor. Dpto. Termodinámica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Autor: Elisabet García García Tutor: Cristina Prieto Sevilla, 2020 iii Proyecto Fin de Carrera Ingeniería de Energía Análisis de plantas termosolares que utilizan sodio líquido como fluido de transferencia de calor. Autor: Elisabet García García Tutor: Cristina Prieto Profesor asociado Dpto. de Termodinámica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2020 v Proyecto Fin de Carrera: Análisis de plantas termosolares que utilizan sodio líquido como fluido de transferencia de calor. Autor: Elisabet García García Tutor: Cristina Prieto El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2020 El Secretario del Tribunal vii A mi familia y amigos. A mis maestros. ix Agradecimientos Este trabajo supone el fin de una etapa de mi vida llena de grandes desafíos y, sobre todo, grandes esfuerzos que me han convertido en la persona que soy ahora. También ha sido una etapa donde he conocido a personas maravillosas y donde el apoyo de la gente que me rodea ha hecho que este camino sea mas llevadero. Por ello, me gustaría agradecer a todas aquellas personas que han estado a mi lado en todo momento a lo largo de estos años. A mi familia, y en especial a mis padres, por no dejar que me rinda y hacerme perseguir mi sueño, aunque supusiera dejar todo atrás y empezar una “nueva vida”, también por todo el esfuerzo que les ha supuesto mantenerme cumpliéndolo. Por entender todo el sacrificio detrás de cada suspenso y no juzgarme por repetir una y otra vez las mismas asignaturas. A Sergio, mi más fiel compañero. Gracias por estar siempre ahí y vivir mis alegrías como si fuesen tuyas y hacer mis penas más a menas. Gracias por apoyarme en todas las decisiones que tomé, aunque supusieran estar mucho tiempo sin vernos. Gracias por aparecer en mi vida en el momento más inesperado y levantarme de todas mis caídas. A mis compañeros de la universidad, por hacer mucho más llevaderos todos estos años de estudios y, en especial, a Alicia, Cecilia, Miguel y Pablo los cuales se han convertido prácticamente en mi segunda familia cuando la verdadera estaba lejos. Gracias por alegrarme hasta las clases de las ocho de la mañana, gracias por ayudarme en todo lo que os pido y, en general, por todo lo vivido juntos. A mis profesores, por estar siempre dispuestos a resolver cualquier duda y anteponer nuestra enseñanza incluso en una pandemia mundial. En especial, gracias a mi tutora de trabajo de fin de carrera, Cristina, por dedicarme tanto tiempo y ayudarme tanto a hacer posible este proyecto. Elisabet García García. Sevilla, 2020. ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1: Propiedades de fluidos en estado supercrítico. Fuente: Wikipedia. 30 Tabla 2: Comparación de las tres tecnologías propuestas por SunShot. [17] 32 Tabla 3: Fluidos candidatos de trasnferencia de calor de sales fundidas y propiedades físicas aproximadas. [5] 33 Tabla 4: Ventajas y desventas de las tres aleaciones de sles fundidas candidatas de Sunshot. [5] 33 Tabla 5: Características de los materiales para sólidos particulados analizados por SunShot. [5] 35 Tabla 6: Comparación de parámetros entre CO2 y He según el estudio en SunShot. [5] 36 Tabla 7: Ventajas y limitaciones de los metales líquidos frente a los HTFs usandos en CSP actualmente. [21] 38 Tabla 8: Comparación de metales candidatos como HTF en CSP (n.a = no disponible). [21] 38 Tabla 9: Compatibilidad de materiales líquidos con materiales estructurales sin protección a la temperatura seleccionada. +: buena compatibilidad (menos de 25.4 µm/año), o: limitado (entre 25.4/254 µm/año), -: mala (más de 254 µm/año), ?: no hay información disponible. [21] 40 Tabla 10: Propiedades físicas de las sales solares, sodio líquido y LBE líquido (PbBi). [22] 41 Tabla 11: Comparación de las propiedades físicas entre el sodio y la sal solar. [23] 42 Tabla 12: Comparación del receptor entre el sistema de sales solares y el sitema de sodio. [23] 45 Tabla 13: Valores obtenidos de la simulación tras la optimización del campo solar de una instalación con sal solar como HTF y con ciclo Rankine con agua/vapor como fluido de trabajo. Fuente: Elaboración propia. 47 Tabla 14: Propiedades termodinámicas del sodio líquido. Fuente: SAM, elaboración propia 48 Tabla 15: Valores obtenidos de la simulación tras la optimización del campo solar de una instalación con sodio como HTF y con ciclo Rankine con agua/vapor como fluido de trabajo. Fuente: Elaboración propia. 49 Tabla 16: Comparación de todos los resultados obtenidos por las simulaciones en SAM® para instalaciones CSP con ciclo Rankine con agua/vapor como fluido de trabajo. Fuente: Elaboración propia. 50 Tabla 17: Valores obtenidos de la simulación tras la optimización del campo solar de una instalación con sal solar como HTF y con ciclo Brayton con sCO2 como fluido de trabajo. Fuente: Elaboración propia. 51 Tabla 18: Valores obtenidos de la simulación tras la optimización del campo solar de una instalación con sal solar como HTF y con ciclo Brayton con sCO2 como fluido de trabajo. Fuente: Elaboración propia. 53 Tabla 19: Comparación de todos los resultados obtenidos por las simulaciones en SAM® para instalaciones CSP con ciclo Brayton con sCO2 como fluido de trabajo. Fuente: Elaboración propia. 53 Tabla 20: Comparación de resultados de las simulaciones. 56 xvii ÍNDICE DE FIGURAS Ilustración 1: fuentes de energía renovables. Fuente: Inen Metrología. 2 Ilustración 2: Colector cilíndro-parabólico. [1] 3 Ilustración 3: Mecanísmo de seguimiento solar en un CCP. [1] 4 Ilustración 4: Colector Fresnel ubicado en la vubierta de la ETSI en Sevilla. [2] 4 Ilustración 5: Reflector secundario en colector Fresnel ubicado en la ETSI en Sevilla. [2] 5 Ilustración 6: Central solar de Torre Central (CSP). Fuente: Protermosolar. 5 Ilustración 7: Principio de fucionamiento de un disco parabólico. [1] 6 Ilustración 8: horno solar SF-60 de CIEMAT. Fuente: Riteca. 7 Ilustración 9: Muestra de hierro fundido por horno solar SF-60. Fuente: Elaboración propia. 7 Ilustración 10: Energía solar para la desinfección de agua potable. Fuente: Elaboración propia 8 Ilustración 11: Esquema de una central solar de torre. [5] 9 Ilustración 12: Central “Solar Two” instalada en el desierto de Mojave (California). Fuente: Researchgate. 10 Ilustración 13: funcionamiento de la planta “Solar Two”. [6] 11 Ilustración 14: Componentes de la estructura de un heliostato. Fuente: Protermosolar editada. 12 Ilustración 15: Superficie reflectiva de un heliostato. Fuente: PSA editada. 12 Ilustración 16: Sistema de control en heliostato. Fuente: Laenergíadelcambio.com. 13 Ilustración 17: Disposición polar y circular del campo de heliostatos. Fuente: Apuntes de la asignatura. 13 Ilustración 18: Disposición elíptica del capo de heliostatos. Fuente: apuntes de la asignatura 14 Ilustración 19: Tipos de estructura soporte de un heliostato. Fuente: apuntes de la asignatura 14 Ilustración 20: Tipos de receptores de contacto indirecto. Fuente: apuntes de la asignatura. 15 Ilustración 21: Esquema de un ciclo Rankine. Fuente: Thermoptim. 17 Ilustración 22: esquema de un ciclo Brayton. Fuente: Romulus.sdsu. 17 Ilustración 23: Ciclo con precompresión. [9] 18 Ilustración 24: Ciclo con expansión por etapas. [9] 18 Ilustración 25: Ciclo con recompresión. [9] 19 Ilustración 26: Esquema ciclo combinado. [9] 19 Ilustración 28: Pérdidas por sombreado entre heliostatos. [11] 24 Ilustración 27: Pérdidas por apantallamiento entre heliostatos. [11] 24 Ilustración 29: Área reflectiva de reflexión cuando la inciencia solar es normal a la superficie del heliostato. [12] xix 25 Ilustración 30: Área reflectiva de reflexión cuando la incidencia solar no es normal a la superfici del heliostato. [12] 26 Ilustración 31: geometría variable del campo de heliostatos. [12] 27 Ilustración 32: Heliostato autonomo de CIEMAT. Fuente: Intermpresas.net. 27 Ilustración 33: Diagrama de fases de la materia. Fuente: Wikipedia 28 Ilustración 34: Campo solar de CSIRO dónde se llevó a cabo la demostración de la obtención de vapor supercrítico en centrales solares térmicas. [15] 29 Ilustración 35: Comparación del tamaño en turbinas de 10MWe de sCO2 y de vapor. [16] 31 Ilustración 36: Concepto de referencia con sal solar como HTF y material de almacenamiento. Bloque de potencia con turbina de vapor y enfriamiento en seco. [23] 43 Ilustración 37: Concepto de solo receptor con sodio como HTF en el receptor e intercambiador de calor a sal como material de almacenamiento. Bloque de potencia con turbina de vapor y enfriamiento en seco. [23] 43 Ilustración 38: Concepto de bucle de torre con sodio como HTF en el receptor y en la torre. Intercambiador de calor a sal como material de almacenamiento. Bloque de potencia con turbina de vapor y enfriamiento en seco. Tanque de sumidero. [23] 44 Ilustración 39: Diseño de campo resultante con eficiencia óptica el 21.3 a las 12 h en Postmasburg en Sudáfrica. El tamaño de apertura de un helióstato es de 120m2. Izquierda: sistema de referencia con sal solar, potencia del receptor térmico: 700MWth, tamaño del receptor: 1376m2, número de heliostatos: 10137, altura de la torre: 298m. Derecha: sistema de sodio (solo receptor/ bucle de torre), potencia del receptor: 700MWth, tamaño del receptor: 660m2, número de heliostatos:9897, altura de la torre: 294m. [23] 44 Ilustración 40: Resultados de la simulación de una instalación CSP con sal solar como HTF, sin almacenamiento, con ciclo Rankine con agua/vapor como fluido de trabajo y optimizada. Fuente: simulación de SAM. 47 Ilustración 41: Resultados de la simulación de una instalación CSP con sodio como HTF, sin almacenamiento, con ciclo Rankine con agua/vapor como fluido de trabajo y con el mismo número de heliostatos y misma dimensión de la torre y del receptor que en el caso de la instalación con sal solar como HTF. Fuente: simulación de SAM. 49 Ilustración 42: Resultados de la simulación de una instalación CSP con sodio como HTF, sin almacenamiento, con ciclo Rankine con agua/vapor como fluido de trabajo y optimizada. Fuente: simulación de SAM. 49 Ilustración 43: Resultados de la simulación de una instalación CSP con sal solar como HTF y sin almacenamiento con ciclo Brayton con sCO2 como fluido de trabajo. Fuente: simulación de SAM. 51 Ilustración 44: Resultados de la simulación de una instalación CSP con sodio como HTF, sin almacenamiento, con ciclo Brayton con sCO2 como fluido de trabajo y con el mismo número de heliostatos y misma dimensión de la torre y del receptor que en el caso de la instalación con sal solar como HTF. Fuente: simulación de SAM. 52 Ilustración 45: Resultados de la simulación de una instalación CSP con sodio como HTF, sin almacenamiento, con ciclo Brayton con sCO2 como fluido de trabajo y optimizada. Fuente: simulación de SAM. 52 xxi Notación CSP Central solar de torre central (Concentrated Solar Power). CCP Central solar de colectores cilindro-parabólicos. TES Sistema de almacenamiento térmico (termal estorage system). HTF Fluido de transferencia de calor (Heat transfer fluid). LCOE Valor del coste de la energía eléctrica en $/kWh (Levelized cost of energy). sCO2 Dioxido de carbono supercrítico. SAM Programa de simulación para centrales de energía renovables (System Advisor Model). FV Central solar fotovoltaica. DOE Departamento de energía de E.E.U.U. (Departament of energy) ETSI Escuela ténica superior de ingeniería. CIEMAT Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas CAPEX Gasto de capital de la explotación (capital expenditure) Na Sodio Li Litio K Potasio Pb Plomo Bi Bismuto 1 1 ESTADO DEL ARTE 1.1. Introducción La energía eléctrica se ha convertido en una necesidad más para el ser humano. Por este motivo, la investigación de distintas maneras de obtención y acumulación de energía eléctrica ha tomado mayor importancia en las últimas décadas. Las fuentes principales de energía son las llamadas fuentes convencionales de energía o energías no renovables. Estas energías son las provenientes de la combustión del carbón, petróleo, gas natural, madera, etc. Al tratarse de recursos limitados en la naturaleza, son energías finitas, lo que da lugar a crisis y desajustes económicos a nivel mundial. También son perjudiciales para el medio ambiente ya que, al realizar la combustión de estos recursos, se crean partículas y gases contaminantes que favorecen el efecto invernadero y la polución. Con el importante incremento del consumo energético en la actualidad, estos inconvenientes van tomando cada vez más importancia, aportando más protagonismo a otras fuentes de energías, las llamadas fuentes no convencionales de energía o energías renovables. Estas energías empezaron a desarrollarse a partir de la segunda mitad del siglo XX, tras la importante crisis del petróleo en los años 70 y el movimiento antinuclear en los años 80. A diferencia de las energías no renovables, estas energías provienen de fuentes inagotables como el sol, el viento, el agua o los desechos orgánicos convirtiéndose así en energías limpias y sostenibles. La energía nuclear, a pesar de provenir de una fuente inagotable como la fusión o fisión nuclear, es considerada una energía no renovable debido a que sus residuos son tóxicos y se mantienen radioactivos más de cien años. Por este motivo es considerada una amenaza para el medio ambiente. Las energías renovables pueden clasificarse como: • Energía solar: La energía solar es la energía que proviene directamente del sol, usando la radiación incidente en la superficie terrestre. Existen dos tipos de energía solar: fotovoltaica y térmica. La energía solar fotovoltaica convierte de forma directa la radiación solar en energía eléctrica mientras que la energía solar térmica recibe los rayos solares y los convierte en energía térmica. El presente proyecto está enfocado a esta última. • Energía eólica: La energía eólica consiste en usar la energía cinética proveniente del viento y convertirla en energía eléctrica mediante una turbina. Aunque el uso de esta energía en molinos de viento o bombeo de agua data de la antigüedad, el interés por su utilización para la obtención de energía eléctrica es reciente. • Biomasa: La biomasa está compuesta por todo desecho orgánico (desde los residuos forestales o agrícolas hasta los residuos urbanos). Existen numerosas formas de obtener energía térmica de la biomasa como la quema, pirolisis, gasificación, fermentación alcohólica o la digestión anaerobia. Es la alternativa más directa de los combustibles fósiles puesto que, mediante ciertos tratamientos químicos, puede crearse biocombustible a partir de ella. También es posible convertir la biomasa en energía eléctrica a través de ciclos de vapor, turbinas de gas o algún motor alternativo. A pesar de obtener energía a través de su combustión, es considerada una energía renovable debido a que las cantidades de CO2 producidas en este proceso son aproximadamente las mismas que consume la biomasa tanto en su estado natural como en ciertos procesos como la digestión anaerobia. Por tanto, se considera un ciclo cerrado de producción y consumo de CO2. • Energía hidráulica: La energía hidráulica consiste en el aprovechamiento de la energía cinética y potencial aportada por las corrientes o saltos de agua o por las mareas para obtener energía mecánica o eléctrica. El uso de la fuerza de las corrientes de los ríos en molinos para triturar granos o frutos ha sido Estado del arte 2 usado desde hace siglos, pero, al igual que la energía eólica, su uso para obtener energía eléctrica es más reciente. • Energía geotérmica: La energía geotérmica aprovecha el calor interior de la tierra a través de cuerpos de roca caliente o volcánica y fuentes hidrotermales o geopresurizadas. Principalmente, es usada como energía térmica de media o baja temperatura. En el caso de las zonas en la que existen géiseres o fuentes geopresurizadas, también pueden aportar energía eléctrica. Ilustración 1: fuentes de energía renovables. Fuente: Inen Metrología. 1.2. Energía solar térmica. Aunque el sol es la esencia de todas las energías renovables, la energía solar es la única en la que es utilizada directamente para producir energía útil. La energía solar se divide en energía solar fotovoltaica y energía solar térmica. La energía solar fotovoltaica utiliza la radiación directa proveniente del sol para convertirla en energía eléctrica a través de paneles solares fotovoltaicos. La energía solar térmica utiliza la radiación proveniente del sol para calentar un fluido caloportador (HTF) y transferir energía térmica utilizada para agua caliente sanitaria, calefacción o para producir energía eléctrica. En este apartado nos centraremos especialmente en la energía solar térmica. Los colectores de energía solar térmica se clasifican en colectores de baja (menos de 100 oC), media (entre 100 y 300 oC) y alta temperatura (más de 300 oC). Los colectores de baja temperatura constan de una superficie plana que absorbe la energía térmica solar y lo transfiere al HTF. Su uso se limita al uso doméstico. Por otro lado, los colectores de media y alta temperatura se basan en la concentración de la radiación solar en un receptor lineal o puntual, aprovechando la componente directa de la radiación que es la que tiene una dirección de incidencia determinada. Generalmente, los colectores de media temperatura son para uso residencial o comercial y los colectores de alta temperatura son usados para generar energía eléctrica. A continuación, se analizarán los distintos tipos de colectores de alta temperatura ya que son los más usados para la generación de energía eléctrica. Su temperatura de trabajo se encuentra por encima de los 300oC incluso, en algunas ocasiones, pueden llegar a superar los 700oC debido a su alto índice de concentración solar. Además, gracias a los tanques de almacenamiento, pueden producir energía eléctrica incluso en horas en las que no hay luz solar. Esto supone una estabilidad de producción que les hace destacar en el mercado de las energías renovables. 3 3 Análisis de plantas termosolares que utilizan sodio líquido como fluido de transferencia de calor. Cabe a destacar que el mayor centro europeo de ensayos de aplicaciones de la energía solar de alta temperatura es el Centro de investigaciones energéticas, medio ambiente y tecnológicas (CIEMAT), más conocido como Plataforma Solar de Almería ubicado en el desierto de Tabernas (Almería). Muchos de sus proyectos y estudios serán nombrados a lo largo de este proyecto. 1.2.1. Colectores cilindro-parabólicos. Los colectores cilindro-parabólicos (CCP) están compuestos por una superficie reflectora en forma de parábola cilíndrica (colector) que concentra los rayos solares en una tubería que actúa como receptor ubicada en la línea focal del colector. En el interior de la tubería circula el HTF, normalmente aceite térmico sintético, sales fundidas o agua/vapor. Su temperatura de trabajo ronda los 400ºC lo que permite usar un ciclo Rankine de agua/vapor para producir vapor sobrecalentado y alimentar así a una turbina convencional para generar electricidad. Ilustración 2: Colector cilíndro-parabólico. [1] El concentrador cilindro parabólico tiene un sistema de seguimiento sobre un eje instalado en su estructura metálica formando módulos de hasta 12 metros de longitud. Gracias a este sistema de seguimiento, el colector gira siguiendo el recorrido del sol de tal forma que los rayos solares siempre incidan perpendicularmente al colector aumentando considerablemente la eficiencia. El colector está compuesto por una película de plata o aluminio sobre un soporte de cristal que aporta rigidez al colector. Toda esta conformación suele estar protegida por una capa de cobre y otra de pintura especial. El tubo absorbedor sigue la misma tecnología que los colectores de tubo de vacío. Un tubo de vidrío donde se ha creado el vacío contiene un tubo metálico de menor diámetro en su interior por el cuál circula el HTF. El tubo metálico lleva un recubrimiento selectivo que aumenta la absortancia (aproximadamente al 94%) y disminuye la emisividad (aproximadamente al 15%). El tubo exterior de vidrío reduce las pérdidas térmicas por convención y suele llevar un tratamiento anti reflexivo para aumentar su transmitancia, además, protege el tubo interior de las inclemencias meteorológicas. La principal desventaja de este tipo de colector viene dada por el sistema de seguimiento. Al encontrarse tanto el colector como el tubo absorbedor sobre el sistema de seguimiento se producen una serie de pérdidas y roturas en los codos de expansión y juntas de conexionado obligando a invertir en una tecnología más compleja y costosa para evitarlo. Además, la mantención del vacío dentro del tubo absorbedor también supone de tecnología extra que eleva el precio total de la planta. Estado del arte 10 Ilustración 12: Central “Solar Two” instalada en el desierto de Mojave (California). Fuente: Researchgate. En 1973, Vant-Hull e Hildebrand de la Universidad de Houston recibieron fondos de la Fundación Nacional de Ciencias para estudiar la viabilidad de los "Sistemas de Energía Solar Térmica Basados en Transmisión Óptica". Este estudio condujo directamente a la construcción de Solar One, una "planta piloto" de 10 MWe vinculada a la red. Esta instalación usaba vapor como fluido de trabajo y estaba diseñado para operación comercial. Solar One utilizaría en un primer lugar un receptor cilíndrico de 45 MWt en el punto focal (76 m) de un campo envolvente de 1.818 heliostatos. Estos heliostatos casi cuadrados tenían un área de 39 m2 que constaba de 12 facetas, cada una enfocada nominalmente y dispuesta para superponer las imágenes solares de todas las facetas de los heliostatos más distantes en el receptor. Debido a la necesidad de minimizar el costo de capital, se estableció un diseño de campo óptimo que variaba la altura focal, las dimensiones del receptor y el campo de heliostatos. El almacenamiento constaba de un tanque de capas termoclinas (estratificado) de lijado de rocas y aceite, que se dimensionó para permitir 4 horas de funcionamiento de la turbina a 7 MWe, es decir, 145 MWht. Como la operación con el vapor de almacenamiento tenía un 70% de eficiencia frente al funcionamiento normal debido a la temperatura de vapor más baja (277 ° C frente a 500 ° C), y el funcionamiento del sistema de almacenamiento era engorroso, normalmente no se usaba para impulsar la turbina en esta instalación de prueba. La generación de vapor en el receptor a más de 500 ° C y alta presión requirió el uso de tubos de pared muy pesados, que estaban sujetos a grandes flujos de calor. Los gradientes térmicos y las tensiones resultantes limitaron significativamente la densidad de flujo permitida. Además, los cambios rápidos en la potencia del receptor como resultado del paso de alguna nube, etc., dificultaron el control y sometieron la turbina a cambios rápidos. El sistema de almacenamiento en lecho estratificado alivió esto en cierta medida, pero también fue difícil de usar, y el almacenamiento directo de vapor a alta temperatura y presión supone un mayor coste. Tales consideraciones llevaron a la búsqueda de un medio monofásico para usar en el receptor que también podría usarse directamente para el almacenamiento. Debido a su alto calor específico y punto de ebullición y sus buenas propiedades de transferencia de calor, no toxicidad y bajo coste, se determinó que la sal (NaNO3 60%, KNO3 40%) funcionaría como fluido de trabajo en el receptor, como fluido para la transferencia de calor y como fluido de almacenamiento. En consecuencia, el campo de helióstatos, la torre y la turbina del Solar One se reconfiguraron como Solar Two. El receptor fue reemplazado por un receptor de sal fundida (con aproximadamente tres veces la densidad de flujo permitida y alrededor de un tercio del área activa), las bombas y tuberías de agua de alimentación del receptor fueron reemplazados para permitir el transporte de sal, y la unidad de almacenamiento fue reemplazada por tanques de sal calientes y un generador de sal a vapor y se agregaron 10.000 m2 de nuevos heliostatos de 95 m2, principalmente en el lado sur para superar los problemas de iluminación desigual del receptor observados en 11 11 Análisis de plantas termosolares que utilizan sodio líquido como fluido de transferencia de calor. Solar One. La sala de ordenadores también se renovó ya que se trataba de una tecnología anticuada. En el diseño de Solar Two, la decisión de dirigir toda la sal caliente desde el receptor al tanque de sal caliente y operar la turbina solo a partir del vapor generado usando sal del almacenamiento, hizo que la recolección y el envío de energía fueran completamente independientes el uno del otro. Si había sal caliente y demanda de energía, la turbina podría funcionar; Si había sal tibia y luz solar, el receptor podría funcionar, haciendo que la energía recolectada sea completamente utilizable. La baja presión de la sal en comparación con el vapor permitió utilizar tubos receptores de paredes mucho más delgados. Este estrés térmico reducido y, junto con las características de transferencia de calor mucho mejores de la sal, permitieron una densidad de flujo del receptor mucho más alta, hasta 1 MW / m2. Combinado con una estrategia de apunte vertical multinivel, esto permite el uso de un receptor mucho más pequeño que el utilizado en Solar One. Debido a un punto de congelación de la sal a 220oC, el receptor debe drenarse todas las noches para evitar la congelación de la sal y debe precalentarse todas las mañanas antes del llenado con la ayuda del calor aportado a primera hora de la mañana por los heliostatos, evitando asi las posibles obstrucciones en los tubos. Ilustración 13: funcionamiento de la planta “Solar Two”. [6] Varios fallos fácilmente evitables redujeron el tiempo de funcionamiento de Solar Two obligando a su cierre en 1999 por falta de presupuesto operativo para afrontarlos. Algunos de estos fallos como la oxidación extrema del tubo ascendente al receptor, un fallo en el generador de vapor debido a su mala configuración para un flujo de sales o la deformación considerable de los paneles del receptor debido a las deformaciones en el material por recalentamientos, fueron de gran utilidad para establecer mejoras futuras en otras centrales de sal fundida y, lo más importante, alcanzó un ahorro del 50% respecto a la tecnología cilindroparabólica. [6] 1.4. Componentes del Sistema. 1.4.1. Campo de heliostatos. El campo de heliostatos comprende el espacio del terreno donde se encuentran todos los heliostatos que forman la central. Estos heliostatos son una de las partes más importantes de las centrales solares de torre ya que son los encargados concentrar la radiación solar y dirigirla hacia el receptor, además, conllevan el 50% de la inversión económica. También constituyen unas de las ventajas frente a otros tipos de centrales solares térmicas, y es que, debido a la rotación de los heliostatos, no es necesario aplanar el terreno para su instalación pudiéndose construir en laderas o superficies con desnivel. Los heliostatos están formados por una superficie de vidrio con cierto canteado, sobre el que se deposita una capa reflectante de plata o aluminio, junto con una capa de pintura por la parte posterior para una mejor protección frente a las adversidades atmosféricas. Los espejos pueden tener diversas geometrías en función del Estado del arte 12 tipo de receptor de la instalación. Dichos espejos están sujetos por una estructura generalmente de metal que les permiten moverse sobre dos ejes y realizar así un seguimiento solar más efectivo. Estos ejes son el controlador de elevación y el controlador de azimut. El controlador de elevación es el encargado de mover el heliostato según la trayectoria del sol a lo largo del día mientras que el controlador de azimut es el encargado de ajustar el heliostato a la correcta inclinación, es decir, hace al heliostato rotar adaptándose al ángulo del sol según la época del año y latitud en la que se encuentre. Ilustración 14: Componentes de la estructura de un heliostato. Fuente: Protermosolar editada. Ilustración 15: Superficie reflectiva de un heliostato. Fuente: PSA editada. Además, todos los heliostatos tienen instalados un sistema de control local encargado de posicionarlo de la forma correcta y compuesto de un panel lógico y un panel de regulación. Éste está comunicado eléctricamente con el sistema de control central el cuál se encarga de realizar los cálculos de la posición del sol, del rayo reflejado, los ángulos necesarios de acimut y elevación, la consigna de posicionamiento de los ejes del helióstato, control de los mecanismos de accionamiento (motores, codificadores, etc.), control de la distribución de temperatura y flujo en el receptor solar, diagnosis de errores y averías, protección y toma de decisiones ante situaciones de emergencia. [7] 13 13 Análisis de plantas termosolares que utilizan sodio líquido como fluido de transferencia de calor. Ilustración 16: Sistema de control en heliostato. Fuente: Laenergíadelcambio.com. Como ya se ha mencionado anteriormente, la disposición del campo de heliostatos puede ser de varios tipos. Estos son: polar, circular y elíptico. Ilustración 17: Disposición polar y circular del campo de heliostatos. Fuente: Apuntes de la asignatura. Estado del arte 14 Ilustración 18: Disposición elíptica del capo de heliostatos. Fuente: apuntes de la asignatura En la Ilustración 17 e Ilustración 18 podemos observar de forma gráfica la disposición polar, circular y elíptica del campo de heliostatos. En los tres casos, la torre se encuentra en la parte sur del campo y los heliostatos orientados, con su respectiva disposición, de norte a sur, siempre mirando hacia la torre. El tipo de disposición lo marcará el tipo de receptor del que se dispone, del número de heliostatos, del terreno disponible para su instalación y la posición geográfica del campo. Otra forma de clasificar los heliostatos seria por su estructura soporte. Hay cuatro tipos de estructura soporte para heliostatos: tipo T, tipo espacial, tipo T abierta y tipo T cerrada. La diferencia entre ellos se puede observar con claridad en la Ilustración 19¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. . Ilustración 19: Tipos de estructura soporte de un heliostato. Fuente: apuntes de la asignatura 1.4.2. Torre y receptor. Los heliostatos dirigen la radiación solar hacia el receptor situado encima de una torre que, generalmente, suelen ser de hormigón armado, aunque también pueden ser de acero (estructuras metálicas en celosía). La altura de la 15 15 Análisis de plantas termosolares que utilizan sodio líquido como fluido de transferencia de calor. torre es uno de los parámetros más importantes en el proceso de optimización del campo solar tanto respecto al rendimiento del campo como al ámbito económico. El receptor central es el encargado de absorber la radiación solar concentrada por los heliostatos y, mediante una determinada tecnología, la transforma en energía térmica que posteriormente transfiere al fluido caloportador de la planta. Es el componente más importante de la instalación ya que de su configuración depende en gran medida el rendimiento de la central. Está formado fundamentalmente por la superficie de absorción, compuesta de múltiples paneles modulares, la estructura del receptor, a la cual están unidos los paneles de absorción, tuberías de interconexión entre paneles, colectores exteriores e interiores y el sistema de control. Los receptores se pueden clasificar en dos tipos. Por un lado, se encuentran los receptores de contacto directo, donde la radiación incide en el propio medio de transferencia de calor. Esto conlleva a que pueda trabajar a mayores flujos solares, con menores perdidas y una superficie de intercambio convectivo de calor. Por otro lado, en los receptores de contacto indirecto, la radiación incide en superficies intermedias que transfieren la energía al fluido caloportador y donde la transferencia por conducción limita el flujo solar máximo. Este último cuenta también con varias configuraciones pudiendo ser externo, de cavidad, volumétrico y de lecho fluido. En el receptor exterior la radiación solar se absorbe en unos tubos situados en el exterior por los que circula el fluido de trabajo. Al estar colocados en el exterior, se producen ciertas pérdidas térmicas importantes, esto condiciona a no poder alcanzar temperaturas superiores a 600 ºC. Además, al estar expuestos a presión ambiente, estos tubos no pueden contener una gran concentración de fluido ya que pueden llegar a fundirse. En el receptor de cavidad, los tubos receptores se encuentran en el interior de una cavidad que les protege del exterior reduciendo las pérdidas térmicas. Al estar en el interior del receptor, el diámetro de los tubos receptores está condicionado por su tamaño, esto hace que, por lo general, circule un menor caudal y como consecuencia, las temperaturas de trabajo sean menores. El receptor volumétrico posee una matriz porosa encargada de absorber la radiación y por la que circula el fluido caloportador. Como el fluido circula en contacto con la pared que recibe la energía térmica, es posible alcanzar temperaturas mucho mayores. En el caso del receptor de lecho fluido la superficie receptora está compuesta por partículas de un material refractario que se encuentra en contacto directo con el fluido. Sus aplicaciones están más orientadas a la química solar que a la generación de electricidad. Ilustración 20: Tipos de receptores de contacto indirecto. Fuente: apuntes de la asignatura. Estado del arte 16 1.4.3. Fluidos caloportadores. Una de las ventajas de las centrales solares de torre central es la variedad de fluidos caloportadores con los que puede trabajar. Los principales fluidos son: •Agua/Vapor: Es el fluido caloportador más usado por la industria debido a su bajo coste, abundancia y bajo impacto medioambiental. En el caso de centrales solares de torre, no se requiere de intercambiador entre receptor y bloque de potencia. Además de tratarse de un fluido corrosivo y muy oxidante, su volumen varía con el cambio de fase. Esto supone un mantenimiento extra para prolongar la vida útil de los materiales del campo. Se puede encontrar como vapor saturado (300ºC) que, aunque la eficiencia limita al bloque de potencia, su viabilidad está demostrada en numerosos estudios y plantas ya comercializadas. Se adapta bien a las tecnologías convencionales y conlleva a pocas pérdidas por radiación térmica debido a que alcanza poca temperatura. Implica el uso de un receptor de cavidad. También se puede encontrar con vapor sobrecalentado ya que tiene mayor eficiencia en el bloque de potencia, aunque, en este caso, al producirse un cambio de fase tiene mayores riesgos respecto al receptor, tecnología y materiales. •Sales fundidas: este fluido representa la gran alternativa a los sistemas de agua/vapor ya que pueden usarse fácilmente como fluido caloportador y como sistema de almacenamiento, son más económicos que otros sistemas y no son tóxicos. Uno de los mayores inconvenientes que conlleva este HTF es la limitación de la temperatura de trabajo. Las sales se encuentran en fase líquida entre los 250 y 565 ºC, a temperaturas inferiores se produce la congelación y a temperaturas superiores tienen el riesgo de convertirse en un fluido inestable. Por tanto, requiere la instalación de un sistema de traceado eléctrico a través del ciclo de la instalación que evite su congelación, suponiendo un coste inicial y de mantenimiento extra. Se necesita de intercambiador sales/agua para producir vapor en el ciclo de potencia. •Aire: Cuenta con una alta disponibilidad incluso en instalaciones en pleno desierto además de contar con muy bajas pérdidas térmicas y la obtención de altas temperaturas (1100 ºC). Su bajo calor especifico y su baja densidad obliga a instalar mayor superficie de intercambio y una red de transporte mayor. Para poder tratar con este fluido es necesario trabajar con receptores volumétricos los cuales son fáciles de operar y mantener, pero, para trabajar a altas temperaturas, se necesitan altas presiones por lo que puede causar ciertas limitaciones en la tecnología de trabajo. Son una buena opción para hibridación de alta eficiencia. 1.4.4. Ciclos de potencia. Independientemente del fluido de trabajo elegido para la central, los ciclos de potencia están compuestos generalmente por agua/vapor en estado subcrítico. Los ciclos termodinámicos que mejor se adaptan a las necesidades de las centrales solares de torre son los ciclos de Rankine y Brayton, siendo los ciclos de Rankine los más habituales. El ciclo Rankine consiste en calentar agua en una caldera hasta evaporarla y elevar la presión del vapor. Una vez calentado el fluido, éste será llevado a una turbina donde se produce energía cinética y un descenso de la presión del fluido. Dicha energía cinética es la encargada de hacer girar un generador eléctrico para obtener electricidad. El fluido continuará hacia un condensador donde pasa a estado líquido para poder entrar en una bomba que volverá a subir la presión del fluido para que vuelva nuevamente a la caldera. [8]. En los ciclos Rankine adaptados a CSP, se sustituye la caldera por un intercanviador cuyo reservorio de calor es el HTF proveniente de la planta. 17 17 Análisis de plantas termosolares que utilizan sodio líquido como fluido de transferencia de calor. Ilustración 21: Esquema de un ciclo Rankine. Fuente: Thermoptim. En el caso de ciclo Brayton, el proceso es similar. También está compuesto por un reservorio que aporta calor al gas y una turbina de donde la presión del gas baja y se obtiene energía cinética para generar electricidad. Después de la turbina, le sigue un enfriador donde, como su propio nombre indica, enfría el gas aumentando su volumen, pero sin llegar a cambiar de estado. El gas entra en un compresor donde aumenta su presión hasta volver al estado inicial usando parte del trabajo generado por la turbina. Ilustración 22: esquema de un ciclo Brayton. Fuente: Romulus.sdsu. En ambos casos, se pueden realizar ciertos cambios al ciclo inicial. Una de estas mejoras es añadir un regenerador a la salida del compresor por donde circula el fluido procedente de la turbina aprovechando así su calor para precalentar el fluido antes de entrar nuevamente en el receptor o, en el caso de centrales solares de torre, el intercambiador. Otra mejora sería el llamado ciclo con precompresión, el cual consiste en añadir dos recuperadores de calor y un compresor. Al salir del primer compresor, el fluido se precalienta en el regenerador de baja temperatura antes de entrar en el regenerador de alta temperatura y, a continuación, entrar en el intercambiador. El compresor extra se utiliza para comprimir el fluido que sale del regenerador de alta temperatura para después pasar por el regenerador de baja temperatura. Este funcionamiento se puede observar de forma más clara en la siguiente ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.. Estado del arte 18 Ilustración 23: Ciclo con precompresión. [9] El ciclo con expansión por etapas también está considerado una mejora. Este ciclo consiste en realizar la expansión del fluido en dos etapas distintas usando así dos turbinas además de dos compresores y dos regeneradores. El fluido se divide en dos corrientes en el regenerador de baja temperatura y antes de pasar al condensador. Una de estas corrientes pasa por uno de los compresores a través del condensador y la otra corriente, por el otro compresor. De esta manera la eficiencia térmica aumenta ya que, a pesar de haber dos compresores, el sistema pierde menos calor y se necesita aportar menos energía a dichos compresores. Este funcionamiento se puede observar de forma más clara en la siguiente Ilustración 24. Ilustración 24: Ciclo con expansión por etapas. [9] Como última mejora a mencionar del ciclo de potencia estaría el ciclo con recompresión. Este ciclo tiene la misma configuración que el ciclo con expansión por etapas, pero, en este caso, solo tiene una etapa (una turbina). Su funcionamiento sería similar al anterior pero su eficiencia energética y un ahorro económico mayor. Este funcionamiento se puede observar de forma más clara en la siguiente ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.. 19 19 Análisis de plantas termosolares que utilizan sodio líquido como fluido de transferencia de calor. Ilustración 25: Ciclo con recompresión. [9] También se considera la unión de un ciclo Rankine y un ciclo Brayton adquiriendo el nombre de ciclo combinado. Este consiste en sustituir el enfriador de ciclo Brayton o condensador del ciclo Rankine (dependiendo del ciclo que se realice primero) por otro intercambiador que une ambos ciclos. Esta explicación se puede ver de una forma más clara en el esquema mostrado en la siguiente ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.. Ilustración 26: Esquema ciclo combinado. [9] 1.5. Costes de la Tecnología. Una de las mayores desventajas de la tecnología CSP es sin duda su coste mucho menos competitivo que otras fuentes renovables como la fotovoltaica o eólica. Esto la convierte en una energía renovable menos atractiva y, como consecuencia, menos implantada a pesar de su alta gestionabilidad. Según los datos recogidos en 2018 por la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA), el coste de energía (LCOE) en la tecnología de concentración solar en 2018 se redujo un 26% respecto a 2017 y un 46% respecto a 2010 alcanzando el valor de 0.185 USD/kWh. Los datos recogidos en este informe muestran que gracias a las continuas mejoras en diseño y fabricación de turbinas eólicas se ha reducido los costos totales de las instalaciones eólicas en los últimos años llegando a un LCOE en 2018 de 0.056 USD/kWh esto supone un 13% menos que en 2017 y un 35% menos que en 2010 cuando el LCOE adquiría el valor de 0.085 USD/kWh. Los costos de la electricidad de la energía eólica terrestre se encuentran ahora en el extremo inferior del rango de costos de los combustibles fósiles. En cuanto a la energía fotovoltaica (FV), los precios más bajos del módulo solar fotovoltaico y las continuas reducciones de los costos del sistema supusieron en 2018 una caída del LCOE del 13% con respecto a 2017, llegando al valor de 0.085 USD/kWh. Esto lleva la disminución entre 2010 y 2018 en el promedio global Mejoras 26 Ilustración 30: Área reflectiva de reflexión cuando la incidencia solar no es normal a la superfici del heliostato. [12] Según la localización de la planta, las configuraciones más eficientes para reducir el factor coseno y, por tanto, poder dimensionar campos con un presupuesto menor debido al menor número de heliostatos, serían las de geometría polar y receptor de cavidad para campos con latitudes altas (norte), geometría circular y receptor externo para campos situados cerca del ecuador o latitudes tropicales y geometría elíptica para campos de torre con concentrador secundario. Aunque estas configuraciones son más eficientes, las pérdidas por factor coseno siguen siendo considerables. El centro tecnológico avanzado de energías renovables (CTAER) ha creado un modelo que reduce considerablemente dichas pérdidas. Se trata de un modelo experimental denominado “Modelo de geometría variable” en el que los heliostatos están instalados sobre unos soportes móviles que se desplazarán de forma automática por unos railes circulares y concéntricos a la torre, siguiendo el movimiento aparente del sol. En la torre, el receptor también giraría sobre sí mismo siguiendo el movimiento de los heliostatos. De esta forma se reducen las pérdidas por factor coseno a un valor medio del orden del 20% de la potencia reflejada por el campo de heliostatos. Con esta mejora no solo aumentamos la eficiencia del ciclo, también abaratamos los costes de la instalación ya que los heliostatos no necesitan de sistema de seguimiento individual en dos ejes para realizar el seguimiento de la trayectoria solar. El coste de incorporar railes y un receptor giratorio es muy inferior al ahorro producido por la incorporación de heliostatos fijos sin movimiento. [13] 27 Análisis de plantas termosolares que utilizan sodio líquido como fluido de transferencia de calor. Ilustración 31: geometría variable del campo de heliostatos. [12] 2.2.3. Heliostatos inalámbricos. Las plantas solares de torre suelen ocupar una superficie bastante amplia donde, el campo de heliostatos ocupa entre 60 hectáreas (PS10 con 10MW de Abengoa en España) y 130 hectáreas (Ivanpah con 392 MW en Estados Unidos). Como cada heliostato tiene instalado un sistema de control local conectado al sistema de control central, se usan muchos kilómetros de cable para realizar las interconexiones o la conexión a red para la alimentación eléctrica de cada heliostato. Una gran medida de ahorro tanto en materiales como en mano de obra sería la utilización de sistemas de control inalámbricos en cada heliostato conectados vía radio con el sistema de control central. El helióstato autónomo es una de las mejores propuestas gracias a los técnicos del CIEMAT en las instalaciones de la plataforma solar de Almería (PSA). Este heliostato está equipado con un control local especialmente diseñado y podrá funcionar sin la asistencia de ningún otro dispositivo externo permitiéndole acometer las funciones de cálculo y guiado de sus ejes por si mismo, manteniendo el foco controlado y velar por su propia integridad y seguridad. De esta forma podrá ser instalado en cualquier lugar sin requerimientos de infraestructuras eléctricas, cableado y/o canalizaciones usando energía fotovoltaica para alimentar a cada heliostato y comunicaciones con el sistema de control centran sin hilos, realizadas por radio. [14] Ilustración 32: Heliostato autonomo de CIEMAT. Fuente: Intermpresas.net. Mejoras 28 2.2.4. Estandarización de los materiales. Los componentes de la planta con un mayor impacto en el coste total del capital son los helióstatos, el receptor y el bloque de potencia. Una de las maneras más sencillas de abaratar componentes es la estandarización de los materiales. En la actualidad, la tecnología CSP apenas comienza a desarrollarse y, al tratarse de una tecnología relativamente nueva, son pocos los proveedores que trabajan con los materiales necesarios. Esto provoca unos márgenes mas altos respecto al precio de venta en comparación con los de la industria FV que es más madura y competitiva. La estandarización de los materiales no solo influiría en la competencia de proveedores y en la bajada de los costes en materiales, también impulsaría en la constante innovación y el desarrollo de la tecnología puesto que la misma competencia entre proveedores les conllevaría a la mejora de sus productos para una mayor competitividad. Hoy en día también sería un ahorro sencillo utilizar materiales ya normalizados, es decir, adaptar la tecnología CSP a productos de otras tecnologías mas desarrolladas. Por ejemplo, la utilización de ciclos de potencia o tanques de almacenamiento ya usados en otro tipo de industrias. Además, en el caso de la utilización de heliostatos fijos, estos se podrían instalar en estructuras de paneles FV ya que son de un precio más bajo y dimensiones similares. 2.3. Subir eficiencia del ciclo de potencia Actualmente, los ciclos de potencia usados en la tecnología CSP están compuestos de ciclos Rankine con vapor como fluido de trabajo el cuál se encuentra en estado subcrítico, es decir, por debajo de su punto crítico. En la Ilustración 33 se expone un diagrama de fases de la materia dónde se puede comprobar que el punto crítico de una sustancia es aquel donde el fluido está a una presión y temperatura crítica y que cualquier fluido que se encuentre en dicho punto o como fluido supercrítico se encuentra en un estado donde la fase liquida y gaseosa se encuentran en equilibrio. En el caso del vapor de agua, el punto crítico de esta sustancia se encuentra a una temperatura de 647.3 K (374.3oC) y una presión de 220.9 bar (218 atm). Los ciclos de potencia actuales de vapor-Rankine tienen una eficiencia de aproximadamente 38%. Ilustración 33: Diagrama de fases de la materia. Fuente: Wikipedia La oficina de Eficiencia Energética y Energías Renovables del departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE) lanzó la iniciativa SunShot en 2011 con el objetivo de reducir el coste de la energía eléctrica (LCOE) en plantas de energía solar a 0.06 $/kWh. Para reducir el LCOE en CSP, en SunShot se propuso aumentar la eficiencia del ciclo de potencia lo que conlleva a una reducción directa de costes en la instalación. Esta iniciativa propone cambiar los ciclos de potencia actuales por ciclos Brayton con un fluido de trabajo en 29 Análisis de plantas termosolares que utilizan sodio líquido como fluido de transferencia de calor. estado supercrítico, es decir, por encima de su punto crítico [5]. Los ciclos de potencia con tecnología supercrítica tienen su origen en las centrales de carbón para la producción de energía eléctrica que se encuentran en funcionamiento mayormente en China. Al trabajar en estas condiciones, el fluido se encuentra a una presión y temperaturas mayores y, por tanto, alcanza mayores potencias y rendimientos. En CSIRO (Commonwealth Scientific and Industrial Research Organisation) junto con la Agencia Australiana de Energía Renovable (ARENA) y en colaboración con Abengoa Solar, el mayor proveedor de electricidad solar térmica en el mundo, han desarrollado una investigación para la utilización de ciclos de potencia de vapor en estado supercrítico para CSP. Para ello, CSIRO creó dos plantas solares térmicas de prueba con más de 600 heliostatos dirigidos a dos torres que albergan receptores solares y turbinas por donde circula el vapor. Con este método consiguieron vapor en estado supercrítico a una temperatura de 570ºC y a una presión de 23.5 MPa lo que supone el logro de su objetivo. Aunque aún se encuentra en fase experimental, el director de CSIRO, el Dr. Alex Wonhas, ya ha declarado esta tecnología como un gran avance en la energía solar. [15] Ilustración 34: Campo solar de CSIRO dónde se llevó a cabo la demostración de la obtención de vapor supercrítico en centrales solares térmicas. [15] Mejoras 30 Tabla 1: Propiedades de fluidos en estado supercrítico. Fuente: Wikipedia. En la Tabla 1 podemos comparar las propiedades de algunos fluidos en estado supercrítico. Al contar con mayor densidad y menor temperatura y presión en este estado, el dióxido de carbono en estado supercrítico o también conocido como sCO2, cuenta con mejores propiedades para este tipo de tecnología que el vapor. Según los estudios realizados en SunShot, usando ciclos de potencia Brayton con sCO2, se alcanzan eficiencias aproximadas del 50%, aproximadamente 10% más de eficiencias que la tecnología actual. Este valor varía en función de los materiales de construcción para soportar las altas temperaturas y presiones. Además, el sCO2 es una sustancia no tóxica que se encuentra en estado gaseoso a presión atmosférica y que forma parte de manera natural en la composición de la atmósfera por lo que no supone de ningún peligro tanto para el medio ambiente como para el ser humano en caso de fugas. Por este mismo motivo, se considera al sCO2 como un fluido barato y de fácil disposición suponiendo una ventaja significativa en comparación con los actuales ciclos de potencia de vapor, sobretodo teniendo en cuenta que es muy común instalar CSP en localizaciones con escasos recursos de agua y, por tanto, el transporte de este fluido supone un coste extra. Gracias a la alta densidad que adquiere el sCO2, los sistemas de ciclo Brayton que usan este fluido de trabajo tienen un peso y volumen más pequeños en comparación con los ciclos de Rankine. Esto se puede observar de una forma más visual en la Ilustración 35 donde se compara el tamaño de una turbina de 10MWe que está siendo diseñada para el servicio comercial de sCO2 como fluido de trabajo con una turbia de la misma potencia que trabaja con vapor subcrítico ya comercializada y, a su vez, con el tamaño de una persona de tamaño estandar. Los ciclos de potencia Brayton también se consideran bloques de potencia menos complejos que los ciclos de potencia Rankine debido al diseño de ciclo más simple. Una maquinaria más simple y el tamaño compacto del proceso con sCO2 colaboran considerablemente con el aumento de la eficiencia del sistema. Su carácter no inflamable ni corrosivo supone la utilización de materiales de construcción más económicos y fáciles de encontrar y, por tanto, conlleva a la disminución del costo de la instalación, el mantenimiento y la operación del sistema. [5] 31 Análisis de plantas termosolares que utilizan sodio líquido como fluido de transferencia de calor. Ilustración 35: Comparación del tamaño en turbinas de 10MWe de sCO2 y de vapor. [16] Otra consecuencia de tratarse de ciclos de potencia con mejores rendimientos sería una emisión de dióxido de carbono menor, ya que, al tener mejores rendimientos, se necesitaría emplear menos trabajo para producir la misma cantidad de energía. Para alcanzar los niveles de eficiencia mencionados en el ciclo Brayton de sCO2, éste debe operar con HTF que aporten temperaturas igual o superior a 700ºC y con bloques de potencia de 20 MW o superior. La tecnología más avanzada de CSP en la actualidad se basa, como se ha mencionado anteriormente, en la central solar “Solar Two” en Estados Unidos. Esta tecnología consta de un almacenamiento de energía térmica compuesto por dos tanques y con sales fundidas, también conocidas como sales solares, como fluido de trabajo. Estas sales están compuestas de nitrato de sodio y potasio y poseen una temperatura de operación de entre 290 y 565ºC. Esto supone la necesidad de la modificación o sustitución de las sales solares actuales como HTF en sistemas CSP puesto que no pueden alcanzar con estabilidad térmica la temperatura requerida por el nuevo ciclo de potencia. El nuevo HTF debe cumplir ciertos requisitos como, por ejemplo, tener propiedades termofísicas favorables para la transformación de calor y energía (bajo punto de fusión, alta capacidad térmica, alta conductividad térmica), almacenamiento químico compatible con sCO2, baja corrosión con materiales de contención asequibles o estabilidad térmica hasta aproximadamente 750oC. 2.4. Nuevos fluidos HTF. En el transcurso de la Iniciativa SunShot, el DOE ha apoyado una serie de vías tecnológicas que pueden operar de manera eficiente a estas temperaturas y que prometen ser confiables y rentables. Las tres vías seleccionas fueron: sal fundida, partículas descendentes y fase gaseosa. Mejoras 32 Tabla 2: Comparación de las tres tecnologías propuestas por SunShot. [17] 2.4.1. Sales fundidas. De estas tres tecnologías mencionadas anteriormente, la más desarrollada en CSP es el sistema de sales fundidas ya que es el HTF de uso más común en la actualidad. Como consecuencia, los desafíos de ingeniería asociados con vistas a lograr altas temperaturas de salida del receptor requerida para impulsar una turbina sCO2 a más de 700 ° C se conocen relativamente bien. Por ello, en la iniciativa SunShot, se ha realizado un estudio exhaustivo de distintas aleaciones de cloruros y carbonatos fundidos y su compatibilidad con los componentes de la planta. En primer lugar, analizaron todas las características de las aleaciones candidatas. En la Tabla 3 se puede observar la información aportada por el estudio de SunShot respecto a su composición porcentual, punto de fusión, capacidad calorífica, densidad, variación de volumen que adquieren en la fusión, el punto de ebullición (BP) y la presión de equilibrio a una temperatura dada de CO2 (EP). 33 Análisis de plantas termosolares que utilizan sodio líquido como fluido de transferencia de calor. Tabla 3: Fluidos candidatos de trasnferencia de calor de sales fundidas y propiedades físicas aproximadas. [5] Una vez realizado este estudio y comprobado que cada uno es estable alrededor de los 800ºC, se valoraron las ventajas y desventajas de las sales candidatas. Dicha comparación puede verse mostrada en la Tabla 4. Tabla 4: Ventajas y desventas de las tres aleaciones de sles fundidas candidatas de Sunshot. [5] Las sales fundidas basadas en cloruro de Zinc y en cloruro de Magnesio requieren de purificación controlada y procedimientos de prefusión en vacío y, aunque la corrosión que provoca en los materiales de los componentes del ciclo puede controlarse mediante el control del potencial redox fundido, sigue pudiendo producir cierta corrosión si, estando en estado líquido o gaseoso, existe contacto con oxígeno o agua. En el caso de las sales Mejoras 34 fundidas basadas en cloruro de Zinc tienen la ventaja de tener un punto de fusión más bajo, aunque se contrarresta con una capacidad calorífica más baja y, por tanto, aumentaría el volumen de los tanques de almacenamiento. Por el contrario, las sales fundidas basadas en cloruro de Magnesio tienen la ventaja de tener un coste más bajo por kilogramo, pero un punto de fusión más alto por lo que sería necesario la instalación de traceado eléctrico. Las sales fundidas basadas en aleaciones de carbonatos eutécticos poseen una gran capacidad calorífica y gran densidad por lo que requiere un tanque de almacenamiento e intercambiadores del ciclo de potencia de menor volumen. Al contrario que con las sales fundidas basadas en cloruro, ésta no requiere procedimientos de control de purificación y prefusión reduciendo así los costes de la instalación. También consta de una inherente compatibilidad con el CO2 y su uso en pilas de combustible de carbonato fundido (Li/K carbonatos) aporta la seguridad de su funcionamiento en temperaturas aproximadas a 650 oC. Sus principales desventajas son su coste elevado por kg (a menos que sea bajo en Li), su punto de fusión elevado lo que conlleva a la necesidad de traceado eléctrico que, junto con la alta demanda del litio para otras aplicaciones elevan aun más el coste de la instalación. [5] 2.4.2. Partículas descendentes. Gracias a la industria, muchos de los componentes usados en CSP que funcionan con partículas, ya han sido desarrollados y llevados a una madurez. Algunos ejemplos de ellos serían los intercambiadores de partículas, depósitos de almacenamiento de partículas, alimentadores y tolvas de partículas o elevadores de partículas. Pero, el hecho de afrontar su aplicación para sistemas solarizados con sCO2 a altas temperaturas y presiones, supone un gran desafío científico. En concreto, calentar partículas con luz solar concentrada, conlleva a exhaustivas investigaciones en los receptores solares sobre el calentamiento eficiente de partículas, el control del flujo, la concentración, la erosión y el desgaste y el transporte. Los receptores de partículas de alta temperatura se están diseñando y probando actualmente para operar a temperaturas superiores a 700 ºC. El uso de sólidos particulados como HTF aporta la considerable ventaja de poder proporcionar calor para almacenamiento directo reduciendo notablemente el coste de la instalación. Los receptores de partículas utilizan partículas sólidas que se calientan, ya sea directa o indirectamente por la luz solar concentrada. Una vez se calientan las partículas, estas llegan en un tanque de almacenamiento donde se acumulan para ser usadas posteriormente para calentar el fluido de trabajo del ciclo de potencia. En SunShot realizaron numerosos estudios con una variedad de partículas cerámicas y a base de sílice para la determinación del material mas adecuado para este HTF, llegando a la conclusión de que uno de los mejores candidatos serían las cenizas de carbón. Este material posee una gran estabilidad a altas temperaturas, se puede encontrar con facilidad y de forma abundante y muy económica, además ya es usado para la fabricación de ladrillos refractarios o en calderas de lecho fluido por lo que existe gran experiencia en su uso. En la Tabla 5 se puede observar todas las características junto con las ventajas y desventajas de cada material analizados en SunShot. 35 Análisis de plantas termosolares que utilizan sodio líquido como fluido de transferencia de calor. Tabla 5: Características de los materiales para sólidos particulados analizados por SunShot. [5] También evaluaron el efecto del tamaño de la partícula y la ubicación de la liberación en la dinámica del flujo en presencia de viento. Tras este estudió se declaró que el tamaño ideal para mantener el flujo de partículas estables y mantener un calentamiento eficiente por radiación solar es entre 100 y 700 micras. Uno de los mayores retos de esta tecnología en la actualidad viene dado por la pérdida de partículas en el receptor, el tipo de receptor a usar o el tipo de intercambio de calor con el fluido de trabajo en el ciclo de potencia lo que hace que su posible utilización en CSP siga estando bajo estudio. [5] 2.4.3. Fase gaseosa. La vía de tecnología de fase gaseosa (GP) se basa en un fluido inerte y estable de transferencia de calor en fase gaseosa que opera dentro de geometrías de almacenamiento térmico y receptores de presión. Este fluido puede ser dióxido de carbono (CO2) o helio (He). Aunque en esta vía el proceso a lo largo de la central es el mismo que en las otras dos vías propuestas anteriormente, ésta se basa en opciones TES indirectas, como un material de cambio de fase (PCM) o almacenamiento de partícula, e introduce configuraciones de válvulas entre el sistema de recolección de energía y el TES de múltiples tanques lo que permite la independencia de ambos procesos permitiendo su desacoplamiento cuando sea necesario. SunShot ha logrado un progreso significativo en los diseños de receptores para operaciones de alta presión, y varias instituciones han presentado diseños que demuestran viabilidad a través de actividades de modelado, escala de laboratorio y pruebas de sol. Para la determinación de la elección del fluido para la tecnología GP, en la iniciativa SunShot se realizaron una serie de comparaciones del He con CO2 para comprobar cuál de los dos es más útil. En esta comparación se fijaron ciertas propiedades termofísicas en cada caso y se mantuvieron constantes el tubo receptor, el coeficiente de transferencia de calor convectivo y la potencia del eje del circulador y de la tubería de transporte (tubería entre el almacenamiento térmico y el receptor). El impacto en el diseño y el costo se ven reflejaos en la Tabla 6. En dicha tabla se puede observar además cómo el He tiene una capacidad calorífica considerablemente mayor que el CO2, provocando que su caudal másico sea más bajo. Por otro lado, las velocidades de flujo óptimas de la tubería de transporte para el He son el doble que para el CO2 suponiendo un costo significativo, pero, reduciendo la altura de la torre o incluyendo aislamiento interno, el impacto económico puede ser más favorable. La mejor conductividad térmica del He respecto a la del CO2 permite canales de flujo en el tubo receptor de mayor diámetro reduciendo así las pérdidas de presión a través de este, aunque esto también supone que las paredes del tubo en el receptor sean más gruesas. Metales como HTF 42 3.5. Introducción del sodio como HTF. En el año 2019, la revista Elsevier publicó el artículo “Análisis tecnoeconómico de plantas termosolares que utilizan sodio como fluido de transferencia de calor”. [23] En este artículo se proponía el sodio como HTF en instalaciones CSP con ciclo Brayton de sCO2 y lo comparaba con las sales solares actuales (60% NaNO3 + 40% KNO3). El sodio es un elemento que presenta numerosas ventajas respecto a las sales solares utilizadas en la actualidad como HTF. Este elemento posee un rango elevado de temperaturas en las que se encuentra en estado líquido ya que, su punto de fusión se encuentra a 98 oC y su punto de ebullición a más de 800 oC mientras que, en el caso de la sal solar, esta pasa a un estado líquido a 221oC y a estado gaseoso a 600 oC. Esto supone que, aunque sea necesario un traceado eléctrico en ambas tecnologías para evitar solidificaciones del fluido, en el caso del sodio sea menor que en el caso de un HTF de sales solares y, por tanto, se producirían menos pérdidas parásitas. Dentro de estas ventajas, también se encuentra que el sodio es un material menos corrosivo y más químicamente estable que las sales solares suponiendo la posibilidad de operar con sodio a temperaturas más altas en estado gaseoso y de compatibilidad con un mayor rango de materiales estructurales. A pesar del bajo coste que tienen las sales solares, una consecuencia de su inestabilidad química sería su constante renovación por la degradación que sufren a temperaturas elevadas suponiendo costes adicionales en el mantenimiento de la planta y que, en el caso del sodio como HTF, podrían evitarse. Además, el sodio cuenta con una mayor conductividad térmica, concretamente 100 veces más que las sales solares, y una mayor densidad de flujo de calor lo que supone poder disminuir considerablemente el tamaño del receptor solar y el área de apertura de éste sin reducir la eficiencia del campo. También supone que el diseño del receptor se pueda adaptar para caídas de baja presión mientas que en el caso de usar sales solares como HTF no es posible evitar las altas caídas de presión en el enfriamiento del fluido antes de llegar a los tubos absorbedores. Puesto que la sal solar posee una densidad de flujo de calor limitada a 0.51 MW/m2, no es posible un cambio el en diseño del receptor por lo que este debe ser de un área fija. La viscosidad del sodio es considerablemente menor que la de las sales solares. Esto favorece la circulación del fluido en las bombas del sistema aportando una mayor seguridad en el circuito y una mayor vida útil de este componente. Todas estas cualidades pueden apreciarse de forma más directa en la Tabla 11. Tabla 11: Comparación de las propiedades físicas entre el sodio y la sal solar. [23] Aunque el sodio cuente con una amplia gama de ventajas frente a la sal solar, también cuenta con una importante desventaja. El sodio es una sustancia altamente reactiva con agua y oxigeno provocando fuegos difíciles de extinguir y, por tanto, supone un grave peligro tanto para el medio ambiente como para el ser humano. Para evitar graves accidentes, en 1960 se decretaron unas pautas de seguridad para todas las instalaciones que posean sodio en cualquier fase de su sistema para evitar accidentes y minimizar daños en el caso de incendio. 43 Análisis de plantas termosolares que utilizan sodio líquido como fluido de transferencia de calor. Estas pautas de seguridad consisten: 1. Prevención de fugas: los avances tecnológicos han logrado crear válvulas, soldaduras y juntas más fiables. También se instalarían bandejas de protección contra goteo en cada uno de los componentes que contengan Na para una protección extra en caso de fuga y la instalación de un drenaje de fallos para que, cuando se detecte los posibles fallos, pueda drenarse a tiempo rápidamente el líquido a un sumidero especial. 2. Inspecciones más exhaustivas y pautas de operación para minimizar el fallo humano en el trabajo de mantenimiento de las plantas 3. Mejorar el sistema informático encargado de detención temprana de fugas. 4. Uso de nitrógeno y polvo para extinguir el fuego. Todas estas pautas de seguridad han sido posibles gracias a la experiencia adquirida por su uso en centrales nucleares desde los años 50. En el artículo mencionado anteriormente no solo se comparan las propiedades físicas del sodio y las sales solares, también se realiza un análisis tecno-económico de dos configuraciones de plantas con sodio como HTF (concepto único de receptor y bucle de torre) con un sistema de sal solar fundida. En la Ilustración 36, Ilustración 37 y Ilustración 38¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. puede observarse el circuito en las configuraciones de plantas objeto de la investigación. Ilustración 37: Concepto de solo receptor con sodio como HTF en el receptor e intercambiador de calor a sal como material de almacenamiento. Bloque de potencia con turbina de vapor y enfriamiento en seco. [23] Ilustración 36: Concepto de referencia con sal solar como HTF y material de almacenamiento. Bloque de potencia con turbina de vapor y enfriamiento en seco. [23] Metales como HTF 44 Ilustración 38: Concepto de bucle de torre con sodio como HTF en el receptor y en la torre. Intercambiador de calor a sal como material de almacenamiento. Bloque de potencia con turbina de vapor y enfriamiento en seco. Tanque de sumidero. [23] Para una comparación más eficaz, en todas las simulaciones se han realizado para plantas de energía a gran escala con una potencia eléctrica de 125MWe y una energía térmica de 700MWh, usado receptores externos con campos de 360º (geometría del campo de heliostatos circular) y ciclo de potencia de vapor-Rankine en la ubicación de Postmasburg (Sudáfrica) y en la franja horaria entre 21:30 y 12:00. Como se puede apreciar en la Ilustración 39, en la configuración con sodio se puede permitir una distribución de los heliostatos mas compacta debido a que, aunque la producción sea la misma, estos sistemas constan de receptores y heliostatos más pequeños. En el caso de la eficiencia del campo, la configuración con sales solares posee mayores eficiencias coseno y menor porcentaje de bloqueo y sombreado ya que sus heliostatos están más distantes entre sí, pero la diferencia no es muy significativa. Ilustración 39: Diseño de campo resultante con eficiencia óptica el 21.3 a las 12 h en Postmasburg en Sudáfrica. El tamaño de apertura de un helióstato es de 120m2. Izquierda: sistema de referencia con sal solar, potencia del receptor térmico: 700MWth, tamaño del receptor: 1376m2, número de heliostatos: 10137, altura de la torre: 298m. Derecha: sistema de sodio (solo receptor/ bucle de torre), potencia del receptor: 700MWth, tamaño del receptor: 660m2, número de heliostatos:9897, altura de la torre: 294m. [23] 45 Análisis de plantas termosolares que utilizan sodio líquido como fluido de transferencia de calor. Como se ha mencionado anteriormente, los sistemas de sales solares cuentan con una limitación en la densidad del flujo de calor siendo este del valor de 0.51MW/m2 con un valor pico de 1 MW/m2 frente al valor del flujo de calor de 1.06MW/m2 y 2.99MW/ m2 de valor pico que ofrecen los sistemas de sodio. Esto limita el tamaño del receptor de sales solares llegando a ser 2.75 veces mas pesado que el receptor en los sistemas con sodio. Gracias a esta ventaja, los sistemas de sodio producen menos pérdidas caloríficas ya que cuentan con un receptor más pequeño y, por tanto, un área de absorción menor. Estos datos se ven reflejados en la Tabla 12 donde se muestra que, aportando la misma potencia térmica en ambos sistemas, el tamaño y peso del receptor varía considerablemente viéndose reflejado en la eficiencia. También se puede comparar la diferencia en el número de Reynold de ambas sustancias. Este número adimensional esta relacionado directamente con el flujo de radiación solar. Como el sodio es una sustancia con un mayor valor de Reynold que las sales, los sistemas con esta sustancia como HTF poseen un mayor tiempo de funcionamiento. Esto conlleva a un mayor rendimiento energético, es decir, al poseer un valor de Reynold mayor, estos sistemas aumentan su temperatura con una radiación menor, por lo que comienzan a producir energía térmica a la temperatura deseada a una hora más temprana que los sistemas con un valor de Reynold menor. Tabla 12: Comparación del receptor entre el sistema de sales solares y el sitema de sodio. [23] Otra ventaja que poseen los receptores de sistemas con sodio frente a los sistemas con sales solares es el hecho de tener menor tiempo de residencia en el receptor. En los sistemas con sales solares, el fluido tarda en atravesar el circuito dentro del receptor 55 segundos mientras que en los sistemas con sodio este tiempo se ve reducido considerablemente a 16 segundos. Esto contribuye a un mejor control automático del sistema ya que, si se produce algún tipo de fallo en él, se corta el flujo de fluido en menos tiempo evitando peores consecuencias. Por otro lado, en los sistemas de sodio como HTF, gracias a la alta eficiencia del receptor, la reducción de pérdidas parásitas y la disminución tanto del número de heliostatos como de su tamaño, el LCOE del sistema se ve reducido con respecto a los sistemas con sales solares. Estos valores alcanzan un 13% en la configuración de circulación de sodio solo en el receptor y un 16% en la configuración de circulación de sodio en la torre. Estos datos han sido estipulados mediante simulaciones en ciertos softwares por lo que no serán confirmados hasta la construcción de centrales solares con sodio como HTF reales. [23] 47 4 SIMULACIÓN Teniendo encuenta el estudio tecnológico realizado anteriormente, se procederá a realizar una simulación de una instalación de CSP usando el software tecnoeconómico SAM® (System Advisor Model) especializado en la industria de las energías renovables. En esta simulación se busca verificar la mejora de la tecnología de torre al usar sodio como HTF en un ciclo supercrítico. En la simulación se contará inicialmente con una planta CSP de 55MWe en la localización de Cruceros (Chile) con sal solar como fluido caloportador, un ciclo de potencia constituido por un ciclo Rankine con agua/vapor como fuido de trabajo y sin almacenamiento. Los heliostatos serán de 141.78 m2 (12.96 m horizontal, 10.94 m vertical) y el punto DNI de diseño será de 1020 W/m2. Las temperaturas de trabajo admisibles de la sal solar como fluido caloportador en el receptor serán de un máximo de 564ºC y un mínimo de 290ºC. El receptor será externo con flujo cruzado (“Flow Pattern” 1 en SAM®). El resto de parámetros serán optimizados con ayuda del programa. Los resultados de la simulación se pueden comprobar en la Ilustración 40 y los resultados de la optimización en la Tabla 13. Ilustración 40: Resultados de la simulación de una instalación CSP con sal solar como HTF, sin almacenamiento, con ciclo Rankine con agua/vapor como fluido de trabajo y optimizada. Fuente: simulación de SAM. Tabla 13: Valores obtenidos de la simulación tras la optimización del campo solar de una instalación con sal solar como HTF y con ciclo Rankine con agua/vapor como fluido de trabajo. Fuente: Elaboración propia. Valores Nº heliostatos 3796 Altura de la torre [m] 142,098 Altura del receptor [m] 13,9802 Simulación 48 Diametro del receptor [m] 10,3519 Múltiplo solar 2,4 A continuación, se realizará la simulación de una instalación CSP con las mismas características, pero con sodio como HTF es decir, la localización será Cruceros (Chile), potencia eléctrica de 55 MWe, punto DNI de diseño 1020 W/m2, dimensiones del heliostato 141.78 m2 (12.96 m horizontal, 10.94 m vertical) y ciclo de pontencia Rankine con agua/vapor. Además, también se diferenciará en su temperatura en la torre y el receptor donde las temperaturas de trabajo admisibles serán de un máximo de 750ºC y un mínimo de 200ºC. Se obtendrán los resultados tanto para una instalación con el mismo número de heliostatos (3796 heliostatos) y con las mismas dimensiones de la torre (142.098 m) y del receptor (13,98 x 10,35 m), como con una instalación de las mismas características iniciales, pero con su propia optimización del campo, es decir, el número de heliostatos y las dimensiones de la torre y del receptor serán los valores optenidos tras optimizar dicha planta. Puesto que en la actualidad no existen instalaciones con sodio como HTF de manera comercial, el software no incluye la opción de operar con dicho fluido. Para poder realizar la simulación en SAM®, se ha escogido un modelo CSP con sales solares como fluido de trabajo y, dentro de la pestaña “torre y receptor”, se ha añadido de forma manual las propiedades termodinámicas del sodio líquido como tipo de HTF. Los datos de las propiedades termodinámicas para el sodio líquido han sido optenidos gracias a los valores aportados en el informe de NREL en colaboración con Argonne national laboratory [24]. Dichos valores se muestran en la Tabla 14. Tabla 14: Propiedades termodinámicas del sodio líquido. Fuente: SAM, elaboración propia Como consecuencia de las limitaciones del software, no se ha podido modificar directamente la eficiencia del receptor, ésta ha sido modificada indirectamente variando otros parámetros requeridos por el programa. Tras analizar los resultados que se obtenían de modificar todos los parámetros aportados por el software, el cambio más significativo y, por tanto, escogido como valor final para la mejora de la eficiencia del receptor ha sido la disminución del número de paneles en el receptor de 20 a 16. Tras estos cambios se ha procedido a la optimización del campo de heliostatos, del receptor y de la torre. En la Ilustración 41 se muestran los resultados de la simuación con el número de heliostatos y las dimensiones de la torre de la instalación CSP de sal solar como HTF simulada anteriormente y en la Ilustración 42 se muestran los resultados de de la simulación ya optimizada aportados por SAM®. La Tabla 15 muestra los parámetros 49 Análisis de plantas termosolares que utilizan sodio líquido como fluido de transferencia de calor. obtenidos tras dicha optimización. Ilustración 41: Resultados de la simulación de una instalación CSP con sodio como HTF, sin almacenamiento, con ciclo Rankine con agua/vapor como fluido de trabajo y con el mismo número de heliostatos y misma dimensión de la torre y del receptor que en el caso de la instalación con sal solar como HTF. Fuente: simulación de SAM. Ilustración 42: Resultados de la simulación de una instalación CSP con sodio como HTF, sin almacenamiento, con ciclo Rankine con agua/vapor como fluido de trabajo y optimizada. Fuente: simulación de SAM. Tabla 15: Valores obtenidos de la simulación tras la optimización del campo solar de una instalación con sodio como HTF y con ciclo Rankine con agua/vapor como fluido de trabajo. Fuente: Elaboración propia. Valores Nº heliostatos 3629 Simulación 50 Altura de la torre [m] 137,186 Altura del receptor [m] 12,8773 Diametro del receptor [m] 11,1118 Múltiplo solar 2,4 En la Tabla 16 se comparan los resultados obtenidos por una instalación CSP con sodio como HTF, ciclo Rankine con agua/vapor como fluido de trabajo y sin almacenamiento con una instalación CSP con las mismas características, pero con sal solar como HTF. El gasto de capital de la instalación (CAPEX) ha sido calculado dividiendo el coste neto de la instalación entre la energía anual en kWh. Tabla 16: Comparación de todos los resultados obtenidos por las simulaciones en SAM® para instalaciones CSP con ciclo Rankine con agua/vapor como fluido de trabajo. Fuente: Elaboración propia. HTF Temperatura de trabajo [ºC] Ciclo de potencia Número de heliostatos Energía anual [GWh] Factor de capacidad [%] CAPEX [$/kWh-t] Sal solar 564-290 Rankine agua/vapor 3796 170,305 39,3 1,79 Sodio 750-200 Rankine agua/vapor 3796 170,232 39,3 1,78 Sodio 750-200 Rankine agua/vapor 3629 169,466 39,1 1,76 En esta comparación podemos observar como una instalación CSP con sodio como HTF aporta la misma energía anual en comparación con una instalación CSP con sal solar como HTF y el mismo número de heliostatos, con un CAPEX ligeramente menor debido al menor tamaño del receptor utilidado. Cuando optimizamos la instalación CSP con sodio como HTF, obtenemos un valor de enegía anual muy aproximado al obtenido con la instalación inicial a pesar de contar con un menor CAPEX y un menor número de heliostatos, concretamente 167 heliostatos menos. Esto significa que, para obtener una energía anual aproximada es necesario un campo de heliostatos menor para las instalaciones con sodio como HTF que para las instalaciones con sal solar como HTF y, por tanto, una menor inversión en materiales y mano de obra. Lo mismo ocurre con las dimensiones del receptor y de la torre. Puesto que se obtienen unos resultados muy similares tanto de energía anual como de CAPEX o de factor de capacidad, se considera que los resultados no son los esperados. Esto es debido a las dificultades para la optimización del diseño del receptor de sodio en el programa escogido por lo que se deberá realizar un segundo estudio en un programa con menor limitación en la variación de parámetros. A continuación, se realizará el mismo procedimiento seguido anteriormente, pero modificando el ciclo de potencia a un ciclo Brayton con sCO2 como fluido de trabajo. Como se ha comentado durante el trabajo, los ciclos de potencia Brayton con sCO2 muestran una mejor eficiencia que los ciclos usados actualmente, es decir, los ciclos Rankine con agua/vapor. Al aplicar dicho ciclo de potencia a instalaciones CSP, éste requiere trabajar con un HTF a una mayor temperatura. Por este motivo compararemos una instalación CSP con sodio como HTF con una instalación CSP con otra de sal solar como HTF, ambas con el mismo número de heliostatos y mismas dimensiones para la torre y el receptor. También se realizará la comparación con una CSP con sodio como HTF pero optimizada de forma individual, es decir, con un número distinto de heliostatos y con unas dimensiones distintas de torre y receptor. En primer lugar, se realizará la simulación de la instalación CSP con sal solar como HTF. Los resultados obtenidos tanto de la simulación como de la optimización se muestran en la Ilustración 43 y la Tabla 17 51 Análisis de plantas termosolares que utilizan sodio líquido como fluido de transferencia de calor. respectivamente. Ilustración 43: Resultados de la simulación de una instalación CSP con sal solar como HTF y sin almacenamiento con ciclo Brayton con sCO2 como fluido de trabajo. Fuente: simulación de SAM. Tabla 17: Valores obtenidos de la simulación tras la optimización del campo solar de una instalación con sal solar como HTF y con ciclo Brayton con sCO2 como fluido de trabajo. Fuente: Elaboración propia. Valores Nº heliostatos 3798 Altura de la torre [m] 140,981 Altura del receptor [m] 13.4716 Diametro del receptor [m] 10,8909 Múltiplo solar 2,4 En el siguiente paso, se simulará una CSP con sodio como HTF y las mismas características que la instalación con sal solar como HTF incluidos el mismo número de heliostatos y las mismas dimensiones de la torre y del receptor. Los resultados obtenidos se mostrarán en la Ilustración 44. xxiii 6 REFERENCIAS [1] I. Z. B. y. A. A. Usón, Energía solar Térmica. [2] J. M. T. Murillo, «MODELO DE PARÁMETROS DISTRIBUIDOS EN ECOSIMPRO DE UN CAPTADOR SOLAR TIPO FRESNEL,» [En línea]. Available: http://bibing.us.es/proyectos/abreproy/12072/direccion/Memoria%252F. [3] «laenergíasolar.org,» [En línea]. Available: https://www.laenergiasolar.org/energia-termica-solar/discosparabolicos-stirling/. [4] «psa.es,» [En línea]. Available: https://www.psa.es/es/instalaciones/hornos_solares/sf60.php. [5] C. T. J. V. M. W. a. Z. M. Mark Mehos, «Concentrating solar power gen3 demostration roadmap,» 2017. [En línea]. Available: https://www.nrel.gov/docs/fy17osti/67464.pdf. [6] W. S. Keith Lovegrove, Concentrating solar power technology, Woodhead Publishing Series. [7] M. B. E. F. A. E. G. G. j. A. G. M. R. F. R. R. A. V. L. Y. jaime Aranda, «Sistemas de control de plantas solares de torre,» [En línea]. Available: http://www2.ual.es/te/icons/torre.pdf. [8] «Junta de andalucía,» [En línea]. Available: http://www.juntadeandalucia.es/averroes/centrostic/21700290/helvia/aula/archivos/repositorio/0/44/html/rankine.html. [9] F. &. A. M. Al-Sulaiman, Performance comparison of different supercritical carbon dioxide Brayton cycles integrated with a solar power tower, 2015. [10] IRENA, 2018. [En línea]. Available: https://www.irena.org/- /media/Files/IRENA/Agency/Publication/2019/May/IRENA_Renewable-Power-Generations-Costs-in2018.pdf. [11] F. G. C. Á. D. S. E. S. R. Castor Alberto Solís Ávila, «Diseño y estudio de una planta solar termoeléctrica con tecnología de torre central,» 2008-2009. [12] Central solar de Geometría variable del CTAER. [Película]. 2013. [13] «Helinoticias,» [En línea]. Available: http://helionoticias.es/la-primera-central-solar-de-ensayos-degeometria-variable-estara-para-septiembre/. [14] G. G. Navajas, «Comunicaciónes inalámbricas del campo de Heliostatos MBB,» 2002. [15] «CSIRO,» [En línea]. Available: https://www.csiro.au/en/Research/EF/Areas/Renewable-and-lowemission-tech/Solar-energy/Solar-thermal/Supercritical-steam. [16] A. k. E. Z. y. T. H. Michael Persichilli, «Supercritical CO2 power cycle developments and commercializaction: Why sCO2 can Displace Steam,» 2012. Referencias xxiv [17] «La próxima generación de tecnologías termosolares y su potencial de reducción de costes,» FuturEnergy, 2017. [18] R. B. R. P.-P. H. M.-S. Csaba Singer, «Assessment of solar power tower driven ultrasupercritical steam cycles applying tubular central receivers with varied heat transfer media,» Journal of Solar Energy Engineering, 2010. [19] G. M. R. T. G. R. Nicholas Boerema, «Liquid sodium versus Hitec as a heat transfer fluid in solar thermal central receiver systems,» Elsevier, 2012. [20] T. W. v. B. P. J. E. Johannes P. Kotzé, «NaK as a primary heat transfer fluid in thermal solar power installations,» 2012. [21] T. W. J. Pacio, «Assessment of liquid metal technology status and research paths for their use as efficient heat transfer fluids in solar central receiver systems,» Elsevier, 2013. [22] C. S. T. W. R. U. J. Pacio, «Thermodynamic evaluation of liquid metals as heat transfer fluids in concentrated solar power plants,» Elsevier, 2013. [23] C. F. R. U. Andreas Fritsch, «Techno-economic analysis of solar thermal power plants using liquid sodium as heat transfer fluid,» Elsevier, 2019. [24] J. F. y. L. Leibowitz, «Thermodynamic and Transport Properties of Sodium Liquid and Vapor». [25] Autor, «Este es el ejemplo de una cita,» Tesis Doctoral, vol. 2, nº 13, 2012. [26] O. Autor, «Otra cita distinta,» revista, p. 12, 2001. [27] W. S. Keith Lovegrove, Concentrating solar, Woodhead Publishing. [28] Central Solar de Geometría Variable del CTAER. [Película]. Diario ABC Tecnología, 2013. [29] B. Kelly, «Abengoa Solar Inc,» 2010. [En línea]. Available: https://www.osti.gov/servlets/purl/981926/. [30] C. S. T. y. G. A. Heath, «NREL,» 2013. [En línea]. Available: https://www.nrel.gov/docs/fy13osti/57625.pdf. xxv Análisis de plantas termosolares que utilizan sodio líquido como fluido de transferencia de calor.