La función del heliostato es reflejar la luz solar dirigiéndola a un punto situado en la torre central, donde se encuentra el receptor. Los espe- jos tienen una reflectividad del 92% aproximadamente, y se consigue concentrar en el pequeño área ocupada por el receptor aproxima- damente el 97% de la radiación que le llega. La superficie ocupada por espejos es de unos 100-150 m2 por cada heliostato.
Los espejos no suponen un especial problema ya que se trata de es- pejos planos de 4-6 mm de espesor. El soporte móvil representa en cambio un gran reto. Por un lado, debe soportar el peso de la estruc- tura de sujeción y de los espejos, debe ser capaz de soportar las car- gas de viento, que pueden llegar a ser importantes. Por último, debe ser capaz de orientarse de forma que los rayos solares incidentes sean reflejados hacia el receptor situado en la torre.
1.6.2. Disposiciones del campo solar
Existen dos configuraciones para el campo solar:
• Campo norte, en el que los espejos se sitúan detrás de la torre, al norte de ésta. El aprovechamiento solar es máximo, ya que se consigue un
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Principios de funcionamiento de las centrales solares termoeléctricas
mejor ángulo de incidencia. Además, la construcción del receptor es más sencilla, al tener que tener haces tubulares sólo en una cara. • Campo circular, en el que todo el campo solar se sitúa alrededor de
la torre, que no está situada en el centro del circulo formado por los heliostatos, sino que está desplazada hacia el sur.
La disposición del campo de heliostatos suele atender a dos conside- raciones:
1) La latitud en que está situada la planta. Así, cuanto más lejos del ecuador mayor es la eficiencia óptica anual de un campo norte (en el hemisferio Norte), respecto a un campo circular.
2) El coste de la torre, que suele crecer de modo exponencial con la altura y dado que las centrales en disposición campo norte (en el hemisferio norte) requieren torres más altas que los circulares para una misma potencia térmica en receptor, cuanto mayor campo solar más interesante es la disposición en campo circular.
Cualquiera que sea la disposición, hay que tener en cuenta que el rendimiento óptico disminuye a medida que el campo solar aumenta, y el espacio ocupado es mayor.
Ambos efectos provocan que exista un tamaño máximo para estas centrales, que actualmente se sitúa en el entorno de los 20 MW. Esta cifra puede mejorarse curvando ligeramente los espejos o la estructu- ra de soportación, aunque esto encarece la construcción.
1.6.3. El receptor
Uno de los componentes más críticos de las centrales de torre es el re- ceptor, situado en lo alto de la misma. Debido a las altas temperaturas y gradientes que puede alcanzar, íntimamente ligado al rendimiento del ciclo termodinámico, los estudios actuales se centran básicamen- te en la elección de materiales y la disposición de estos de forma que existan las menores pérdidas de calor posibles, incrementando así no sólo la eficiencia global del ciclo sino la del receptor en sí.
El receptor es el encargado de transformar la energía de la radia- ción solar en energía térmica. Utiliza para ello una serie de tubos
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refrigerados por el fluido caloportador al que se transferirá una parte de la energía absorbida, perdiéndose el resto. Los tubos son generalmente metálicos, normalmente de algún tipo de acero inoxidable, y en su exterior tienen un recubrimiento selectivo ca- paz de absorber una buena parte de la radiación en el espectro visible y ultravioleta (más del 90%), y de emitir poco en el espectro infrarrojo.
La disposición de los tubos es diferente en los diversos tipos de recep- tores probados hasta la fecha. Así, existen receptores de cavidad, en los que los haces tubulares se encuentran en el interior de un recinto. Los rayos solares entran por una de sus paredes. Las pérdidas por emi- sión infrarroja y por fenómenos de conducción-convección se minimi- zan, pero aumentan las pérdidas por desbordamiento.
Foto 10. Receptor de cavidad. Fuente: www.centralestermosolares.com
El receptor usado en las centrales PS10 y PS20 es de este tipo, como puede verse en la Foto 10.
La disposición de los tubos puede hacerse de una forma distinta, no ya introduciendo los haces tubulares en el interior de un recinto sino haciendo que sean externos. Las pérdidas aumentan, pero es más fá- cil que los rayos solares alcancen los tubos. Este tipo de receptores externos se clasifica a su vez en receptores planos, semicilíndricos o cilíndricos.
El receptor externo cilíndrico, compuesto por diversos paneles planos formando un prisma poligonal recto con numerosas caras (más de 20) se empleó en el proyecto Solar Two y se utiliza en la planta Gemasolar (Fuentes de Andalucía).
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Principios de funcionamiento de las centrales solares termoeléctricas
En segundo lugar, los haces tubulares a través de los que circula el flui- do caloportador pueden disponerse de forma horizontal o de forma vertical, configurando así receptores horizontales o verticales.
En tercer lugar los receptores pueden clasificarse según el fluido que circula a través de ellos. Así, existen tres tipos de receptores:
• Receptores de agua, a través de los cuales fluye agua que se trans- forma en vapor saturado.
• Sales fundidas, a través de los cuales fluyen sales inorgánicas fundi- das, que aumentan su temperatura.
• Gases, en los que o bien aire o bien otro gas inerte (helio, por ejem- plo) actúa como fluido caloportador aumentando su entalpía en forma de calor sensible (aumento de temperatura).
Por último, los receptores pueden clasificarse según el mecanismo empleado para la transferencia de la energía al fluido. Así, existen tres tipos de receptores:
• De placa, en los que la radiación incide sobre una placa, a la que van adosados los tubos a través de los cuales circula el fluido. • Tubulares, en los que los rayos solares inciden directamente sobre
los tubos.
• Volumétricos, en los que la radiación incide sobre una superficie con una maya trasera perpendicular a ella. El fluido habitual no es agua, o sales, sino un fluido gaseoso, normalmente aire. Este aire circula por la parte trasera del receptor, refrigerándolo y a la vez aumentando de temperatura. Pese a las indudables ventajas técnicas y termodinámicas, presenta una serie de inconvenientes mecánicos y de resistencia de materiales que aún no han sido resueltos satisfactoriamente, razón por lo que no han sido emplea- dos en ninguno de los proyectos comerciales actualmente desa- rrollados.
El problema básico al que se enfrentan los diseñadores de receptores y que suponen también uno de los principales problemas de opera- ción y mantenimiento por los fallos potenciales que se pueden pre- sentar, es el del material empleado en el receptor. Hay que tener en cuenta que estas centrales concentran la radiación solar captada en una vasta extensión en un punto, el área ocupada por el receptor. El ratio de concentración puede oscilar entre 200 y 1.000, incluso más.
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La irradiancia incidente en ese punto es muy alta, del orden de los 650 KW/m2 lo que supone un reto importantísimo de diseño. El material seleccionado para los tubos, el estudio de las dilataciones y compor- tamiento térmico y el tipo de recubrimiento selectivo condicionan no sólo el rendimiento del colector, sino incluso un funcionamiento exen- to de problemas.
1.6.3. Comparación con las centrales CCP
Las principales diferencias entre las centrales CCP y las plantas de re- ceptor central con generación directa de vapor son las siguientes: • El campo solar aprovecha mucho menos el terreno. Mientras que una
central CCP requiere 3 m2 por cada m2 de superficie captadora, las centrales de receptor central requieren entre 5 y 8 m2 por cada metro cuadrado de espejo instalado. Por tanto, menos del 20% de la super- ficie total del campo solar está ocupada por paneles reflectores. • Los espejos de las plantas de receptor central son planos, mientras
que los espejos de las centrales CCP son curvos.
• En las plantas de receptor central no hay fluidos circulando por el campo solar, lo que abarata y simplifica la instalación.
• En las plantas de receptor central no se utiliza un fluido caloporta- dor intermedio.
• El rendimiento del ciclo agua-vapor es teóricamente mayor. Frente al 39% máximo de una central CCP, el rendimiento del ciclo puede alcanzar con facilidad desde un punto de vista teórico valores su- periores al 42%. La experiencia práctica después no confirma este dato, ya que los rendimientos del ciclo agua-vapor de las plantas de torre central con generación directa de vapor en funcionamien- to hasta el momento rondan el 30-34%. La razón hay que encontrar- la en las bajas temperaturas empleadas hasta la fecha en el vapor, provocadas por limitaciones impuestas por el receptor.
• Las plantas de receptor central para generación directa de vapor utilizan, hasta la fecha, vapor saturado. Las centrales CCP utilizan vapor sobrecalentado.
• En las plantas de receptor central no hay recalentamiento interme- dio, por lo que estas plantas siempre tendrán un rendimiento inferior que las plantas CCP.
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• Todos los sistemas auxiliares y el sistema de alta tensión son similares a los necesarios en una central termosolar CCP, por lo que en este punto apenas se encuentran diferencias.
• La planta en conjunto resulta un 30% más barata que las centrales CCP.
1.7. Plantas de torre central con sales inorgánicas fundidas