tesis sobre energia solar

Texto completo

(1)UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI). PROYECTO FIN DE CARRERA. ESTUDIO TÉCNICO-ECONÓMICO DE UNA PLANTA SOLAR DE ALTA TEMPERATURA EN UNA CENTRAL DE CICLO COMBINADO. AUTOR:. RODRIGO ANDÚJAR SAGREDO. MADRID, Septiembre 2004..

(2) ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE UNA PLANTA SOLAR DE ALTA TEMPERATURA EN UNA CENTRAL DE CICLO COMBINADO Autor: Andújar Sagredo, Rodrigo. Director: Montes Ponce de León, Julio.. Entidad Colaboradora: ICAI – Universidad Pontificia Comillas.. RESUMEN DEL PROYECTO Los objetivos que se persiguen con la realización de este proyecto son: -Evaluar un emplazamiento adecuado para el estudio. -Analizar las distintas alternativas para el campo solar, colectores cilindro-parabólicos o tecnología de torre solar. -Estudiar el lugar óptimo para el aporte de la energía solar en la central de ciclo combinado. -Estudiar la operación de la central. -Obtener el ahorro de gas natural y la reducción de emisiones. -Analizar la viabilidad económica. Se parte para este proyecto de los datos de una central de ciclo combinado tipo. En primer lugar se evalúan los lugares con suficiente potencial solar para poder instalar una central de este tipo teniendo en cuenta que con la tecnología disponible sólo se puede aprovechar la radiación directa y no la difusa, por lo tanto no sólo es necesario que haya el suficiente potencial solar, sino que también han de ser localizaciones áridas o semiáridas, con nula o muy poca nubosidad. Combinando este criterio en la elección con el criterio recogido de [EEL99] en el que se dividen los lugares geográficos en tres: -No utilizables, irradiación menor de 1700 kWh/m2. -Idóneos, irradiación mayor de 1700 kWh/m2 pero menor de 2700 kWh/m2. -Óptimos, irradiación mayor de 2700 kWh/m2. Se seleccionan localizaciones a lo largo de la geografía que cumplen perfectamente ambos requisitos, entre estos lugares se encuentran zonas del sur de España, y entre estas zonas españolas una en concreto donde se lleva trabajando tiempo con tecnología solar: el desierto de Tabernas en Almería donde está situada la Plataforma Solar, debido a estas razones se elige esta zona para el estudio de la central..

(3) Una vez evaluado el potencial solar en la zona, se plantean dos elecciones, ambas entrelazadas, la tecnología solar a emplear y en qué punto y de qué manera colocar la energía solar en la central de ciclo combinado. Para resolver este problema en ambos casos se analiza la experiencia que ha habido con centrales termosolares hasta la fecha, llegando a la conclusión de que el lugar idóneo para colocar el aporte solar en una central de ciclo combinado es la caldera de recuperación, a partir de aquí queda resolver el cómo y con qué tecnología. Se analizan caso a caso las posibilidades con las dos tecnologías seleccionadas teniendo en cuenta dos criterios, el aumento de potencia que se pueda conseguir y el ahorro económico y medioambiental que suponen el ahorro de gas natural y la reducción de emisiones que lleva aparejado. Este segundo criterio es el que prima ya que no merece la pena colocar turbinas de vapor de mayor potencia que vayan a ser usadas unas pocas horas al año, en cambio sí es muy interesante tener la misma potencia en la central que la que habría sin la parte solar sustituyendo el combustible gas natural por el aporte solar. Este criterio fundamental lleva a la elección de la tecnología solar de receptor de torre por ofrecer mayores temperaturas en el aporte solar y permitir colocar dicho aporte a la entrada del sobrecalentador de alta presión permitiendo que los gases de escape de la turbina de gas lleguen con menor energía, compensada por la recibida con el aporte, para permitir producir la misma potencia ahorrando una mayor cantidad de combustible y reduciendo por tanto las emisiones de CO2. Una vez seleccionados la tecnología solar a emplear y el lugar y cantidad del aporte solar se dimensiona el campo solar, se configura el número y la situación de los helióstatos y el tipo y situación del receptor y la torre solar. A continuación se estudia la operación de la central, teniendo en cuenta las curvas de demanda eléctrica en España y el funcionamiento de la central se llega a la conclusión de que la central trabajará en puntas en los meses de mayor irradiación, especialmente en los meses de verano, aunque trabajará también en menor medida en meses de otoño y primavera. Una vez configurada la central, tanto en sus características como en su funcionamiento es la hora de sacar resultados técnicos y económicos, los resultados técnicos son satisfactorios en cuanto a la apreciable reducción del consumo de combustible y de emisión de gases contaminantes:.

(4) Mes TOTAL. Ahorro. Ahorro. Red.CO2. Red.CO2. G.N. (kg/s). G.N. (€). (tons/h). (tons/año) funcionamiento. 1.8828. 68283. 18.651. 3681.4. Horas 1096. No así los económicos, ya que los dos parámetros calculados: LEC = 0.303 €/kWh y VAN con un período de retorno de la inversión asociado de 33.25 años, mayor que la vida útil de la central, considerando unas primas de 0.12 €/kWh a la energía solar térmica y de 0.06 €/kWh a la generada con gas natural (en ningún decreto ley hasta el momento se considera la hibridación) hablan de la poca viabilidad económica del proyecto, por lo que la conclusión es obvia, esta central de ciclo combinado híbrida solar en estos momentos no es rentable en España. Para establecer su viabilidad económica se plantean varias opciones: En primer lugar subir las primas a la energía generada solarmente con esta central, que haría que sí fuese viable, en caso de elegir esta opción para establecer la viabilidad de la planta lo mejor sería primar a toda la energía por igual, con una prima de 0.102 €/kWh que haría que toda la inversión se recuperase en 20 años y la planta fuese rentable. Otra opción es buscar otros lugares, en países con mayor irradiación solar donde sí pueda ser rentable por la mayor disponibilidad de la central, así se plantea la opción de Marruecos por la cercanía y facilidad de transporte del suministro eléctrico, con primas de 0.12 €/kWh a la energía solar térmica y de 0.06 €/kWh a la generada con gas natural ya sería rentable, con un período de recuperación de la inversión de 19 años. Finalmente otra alternativa puede ser plantearse una mayor hibridación solar en un futuro próximo teniendo en cuenta que el precio del gas natural va a subir de modo sustancial para tratar así de amortizar la subida ahorrando combustible. Autor: Rodrigo Andújar Sagredo. Vº Bº del director del proyecto: Julio Montes Ponce de León.

(5) Índice general MEMORIA...........................................................................................................................................12 0) INTRODUCCIÓN ...........................................................................................................................13 0-1) MOTIVACIÓN ..........................................................................................................................13 0-2) LA ENERGÍA SOLAR ..............................................................................................................14 Consideraciones respecto del movimiento Solar sobre la tierra.....................................................14. 9. Descripción de la órbita terrestre en torno al Sol (Fig. 1) ................................................14. 9. Posición del Sol respecto a un observador terrestre (Fig. 3) ............................................17. 9. Posición del Sol respecto de una superficie inclinada.......................................................19. Características de la radiación Solar ..............................................................................................20. 9. Radiación extraterrestre ....................................................................................................20. 9. Radiación en la superficie de la Tierra..............................................................................21. 9. Componentes de la radiación Solar en la superficie de la Tierra......................................22. 0-3) EVALUACIÓN DEL RECURSO SOLAR................................................................................25 2) EMPLAZAMIENTOS ADECUADOS POR SU IRRADIACIÓN SOLAR. ..............................29 2-1) EMPLAZAMIENTOS ADECUADOS A NIVEL MUNDIAL. ................................................29 2-1) EMPLAZAMIENTOS ADECUADOS EN ESPAÑA. ..............................................................34 3) LA TECNOLOGÍA SOLAR. .........................................................................................................37 3-1) EXPERIENCIAS EN CENTRALES ELÉCTRICAS TERMOSOLARES................................37 3-2) EL CAMPO SOLAR..................................................................................................................39. 9. Colectores cilindro-parabólicos ........................................................................................39. 9. Tecnología de torre solar...................................................................................................42. 9. Los sistemas disco-Stirling.................................................................................................44. 4) LA CENTRAL DE CICLO COMBINADO ..................................................................................46 4-1) INTRODUCCIÓN......................................................................................................................46 4-2) EL APORTE SOLAR ................................................................................................................49 4-2) ANÁLISIS DEL APORTE SOLAR EN LA CALDERA DE RECUPERACIÓN.....................53 Con la tecnología de colectores cilindro-parabólicos.....................................................................57. 9. Conclusión con fluido caloportador: AGUA......................................................................67. 9. Conclusión con fluido caloportador: Aceite ......................................................................70. 9. Conclusión sobre colectores cilindro-parabólicos ............................................................70. Con la tecnología de receptor central de torre................................................................................71. 9. Conclusión sobre receptor central de torre .......................................................................90. Conclusión final sobre el aporte.....................................................................................................91.

(6) 5) DIMENSIONADO DEL CAMPO SOLAR ...................................................................................92 5-1) INTRODUCCIÓN......................................................................................................................92 5-2) DIMENSIONADO [CSDE97] ...................................................................................................94 6) OPERACIÓN DE LA CENTRAL. ................................................................................................98 6-1) INTRODUCCIÓN......................................................................................................................98 6-2) APLICACIÓN AL CASO DE ESTUDIO................................................................................101 7) RESULTADOS ..............................................................................................................................104 7-1) RESULTADOS TÉCNICOS....................................................................................................104 7-2) RESULTADOS ECONÓMICOS.............................................................................................106 7-2.1) LEC ...................................................................................................................................107. 9. Introducción.....................................................................................................................107. 9. Metodología de cálculo....................................................................................................108. 9. Cálculo del LEC...............................................................................................................111. 7-2.2) VAN ..................................................................................................................................113. 9. Introducción.....................................................................................................................113. 9. Metodología para su cálculo ...........................................................................................114. 9. Cálculo del VAN...............................................................................................................115. 8) CONCLUSIÓN. .............................................................................................................................119. CÁLCULOS. ......................................................................................................................................123 1) APORTE SOLAR EN LA CALDERA DE RECUPERACIÓN. ...............................................124 1-1) TECNOLOGÍA DE COLECTORES CILINDRO-PARABÓLICOS. .....................................124 1-2) TECNOLOGÍA DE RECEPTOR CENTRAL DE TORRE, FLUIDO CALOPORTADOR: AGUA..............................................................................................................................................129 2) DIMENSIONADO.........................................................................................................................139 3) RESULTADOS ..............................................................................................................................140 3.1) RESULTADOS TÉCNICOS....................................................................................................140 3-2) RESULTADOS ECONÓMICOS.............................................................................................143 9. LEC..................................................................................................................................143. 9. VAN.................................................................................................................................144. 4) CONCLUSIÓN ..............................................................................................................................146 BIBLIOGRAFÍA ...............................................................................................................................151.

(7) Índice de tablas Tablas memoria Tabla 1: Valores de reflectividad característicos.........................................................24 Tabla 2: Características centrales termosolares...........................................................39 Tabla 3: Plantas de colectores cilindro-parabólicos en el mundo................................41 Tabla 4: Plantas de tecnología de torre en el mundo. ..................................................43 Tabla 5: Datos Turbina de gas funcionando al 100%..................................................81 Tabla 6: Datos Turbina de gas funcionando al 90%....................................................82 Tabla 7: Datos Turbina de gas funcionando al 95%....................................................84 Tabla 8: Datos Turbina de gas funcionando al 93%....................................................86 Tabla 9: Datos Turbina de gas funcionando al 94%....................................................88 Tabla 10: Resultados de ahorro de gas y reducción de emisiones...............................90 Tabla 11: Resultados en el punto óptimo. ...................................................................91 Tabla 12: Datos aporte solar........................................................................................91 Tabla 13: Datos de diseño para el dimensionado. .......................................................96 Tabla 14: Resultados de número de helióstatos y superficie total ocupada. ...............96 Tabla 15: Tipos de plantas en cuanto al número de horas de operación. ..................100 Tabla 16: Resultados potencias mensuales................................................................104 Tabla 17: Resultados ahorro gas, reducción emisiones y horas de funcionamiento. 105 Tabla 18: Resultados potencias y porcentaje de hibridación.....................................105 Tabla 19: Resultados generación energía y beneficios de esa energía. .....................106 Tabla 20: Desglose inversión campo solar. ...............................................................111 Tabla 21: Flujos de caja para el cálculo del VAN. ....................................................115 Tablas cálculos Tabla 1: Resultados sobrecalentador alta presión sin aporte solar. ...........................133 Tabla 2: Resultados sobrecalentador alta presión con aporte solar. ..........................135 Tabla 3: Resultados punto de mezcla, vapor de entrada al sobrecalentador. ............136 Tabla 4: Cálculo del LEC ..........................................................................................143 Tabla 5: Tabla cálculo VAN......................................................................................144.

(8) Tabla 6: Resultados potencias mensuales Marruecos................................................146 Tabla 7: Resultados ahorro gas, reducción emisiones y horas de funcionamiento caso de Marruecos.......................................................................................................147 Tabla 8: Resultados potencias y porcentaje de hibridación caso de Marruecos........147 Tabla 9: Resultados generación energía y beneficios de esa energía caso de Marruecos. ..........................................................................................................148 Tabla 10:LEC para el caso de Marruecos..................................................................148 Tabla 11:VAN para el caso de Marruecos.................................................................149.

(9) Índice de figuras Figura 1: Órbita de la Tierra alrededor del sol ............................................................15 Figura 2: Variación de la declinación a lo largo de la órbita terrestre.........................16 Figura 3: Posición del sol. ...........................................................................................18 Figura 4: Posición del Sol respecto a superficie inclinada. .........................................20 Figura 5: Espectro electromagnético. ..........................................................................21 Figura 6 :Componentes de la radiación solar. .............................................................24 Figura 7: Zonas geográficas idóneas para la instalación de centrales termosolares....30 Figura 8: Configuraciones más habituales de los sistemas de concentración solar por reflexión utilizados en las centrales termosolares.................................................38 Figura 9: Fila de colectores cilindro-parabólicos y Figura 10: Funcionamiento.........40 Figura 11: Torre central...............................................................................................42 Figura 12: Helióstato. ..................................................................................................43 Figura 13: Configuración típica de disco-Stirling .......................................................45 Figura 14: Sobrecalentador de gas natural ..................................................................50 Figura 15: Caldera fósil en paralelo con sistema solar ................................................50 Figura 16: Calentador fósil de aceite. ..........................................................................51 Figura 17: Esquema caldera recuperación en ciclo combinado...................................54 Figura 18: Restricciones en la caldera. ........................................................................55 Figura 19: Caldera recuperación..................................................................................58 Figura 20: Esquema ciclo combinado .........................................................................59 Figura 21: Esquema aporte solar mediante colectores cilindro-parabólicos con aguavapor como fluido caloportador en circuito de baja .............................................60 Figura 22: Esquema aporte solar mediante colectores cilindro-parabólicos con aguavapor como fluido caloportador en circuito de media ..........................................63 Figura 23: Esquema aporte solar mediante colectores cilindro-parabólicos con aceite térmico como fluido caloportador en circuito de baja ..........................................68 Figura 24: Esquema aporte solar mediante receptor central de torre en circuito de baja presión...................................................................................................................72 Figura 25: Esquema aporte solar mediante receptor central de torre en circuito de media presión. .......................................................................................................75.

(10) Figura 26: Esquema aporte solar mediante receptor central de torre en circuito de alta presión...................................................................................................................77 Figura 26: A la izquierda campo norte, a la derecha campo circundante....................92 Figura 27: A la izquierda helióstato de vidrio-metal, a la derecha helióstato de membrana tensionada............................................................................................93 Figura 28: Disposición del campo de helióstatos. .......................................................96 Figura 29: Curva de demanda eléctrica de India, Jordania, Egipto y México.............99 Figura 30: Demanda eléctrica típica de un día laborable de verano en España. .......101 Figura 31: Demanda eléctrica típica de un día laborable de invierno en España. .....102.

(11) MEMORIA.

(12) 0) Introducción 0-1) Motivación [OPTI03] En el contexto energético actual, con un mercado liberalizado y un escenario medioambiental de reducción de emisiones, se configura la necesidad de un futuro orientado hacia la diversificación de las distintas fuentes de energía, con un aumento significativo en la utilización de energías limpias y en la eficiencia energética. Esta situación abre la libre competencia a aquellos agentes que cumpliendo los temas medioambientales consigan reducir los costes de generación. En este contexto actual surge este proyecto, el estudio técnico económico de una planta de ciclo combinado híbrida solar. Una planta de ciclo combinado alimentada con gas natural y energía solar; por ser una central de ciclo combinado tiene un rendimiento más elevado que una central térmica convencional, además, reduciendo las emisiones, especialmente las de CO2 que se reducen a la sexta parte, reduciéndose también las emisiones de NOx, con un adecuado quemado, y las de partículas . Estas son las ventajas que de por sí tiene una central de ciclo combinado, pero en este caso, con la hibridación gas natural-energía solar el aporte de energía solar supone una diversificación de la fuente de energía empleada mediante una fuente totalmente limpia, y puede suponer un ahorro importante en el consumo de gas empleado, lo cual implicaría un ahorro económico ya que se consume menos gas y una reducción mayor de las emisiones, estas son las razones fundamentales del interés de este estudio..

(13) Las dificultades que se encuentran a la hora de proyectar este tipo de centrales están centradas en la situación geográfica de la central, tienen que ser lugares estratégicos con muchas horas de sol y con muy poca nubosidad y humedad, y en su viabilidad desde un punto de vista económico, muy relacionado con el punto anterior ya que la inversión que hay que hacer para este tipo de centrales sólo es rentable en unas zonas muy concretas o con unas subvenciones muy fuertes de la Administración.. 0-2) La energía solar Características fundamentales de la radiación solar. [JRGU03] El Sol es la mayor fuente de energía de nuestro planeta. La fusión de nuestra estrella produce una radiación media de 4·10 Tierra incide algo más de la mitad (2·10. 17. 26. Vatios de los cuales en la. W, 1’5·1018 kWh/año). A partir del. conocimiento de la órbita terrestre somos capaces de conocer con exactitud para cada instante cuál será la energía incidente en la estratosfera, parte no aleatoria del potencial Solar puesto que es predecible con una exactitud del 100%. Al atravesar la atmósfera dicha energía se verá afectada por la absorción atmosférica, las nubes y otros fenómenos impredecibles que confieren al recurso Solar su carácter semialeatorio. Consideraciones respecto del movimiento Solar sobre la tierra 9 Descripción de la órbita terrestre en torno al Sol (Fig. 1) La órbita de la Tierra corresponde a una elipse (aunque bastante parecida a un círculo) con el Sol situado en uno de sus focos. El plano de esta órbita se conoce como plano de la eclíptica, en recorrerla entera la Tierra emplea un año. En la.

(14) ilustración se ve el plano de la eclíptica y los puntos de máxima y mínima distancia al Sol.. Figura 1: Órbita de la Tierra alrededor del sol. Simultáneamente, la Tierra gira sobre sí misma una vez al día alrededor del eje polar. Dicho eje forma un ángulo con el plano de la elíptica de 23’45º con lo que el ángulo formado por el plano del ecuador y el plano de la eclíptica va variando constantemente. A dicho ángulo se le denomina “declinación Solar” (δ) y es el responsable del aparente movimiento ascendente del Sol a lo largo del año y de la diferente longitud de los días. Se incluye una figura (Fig. 2) en la que se observa cómo varía a lo largo de la órbita terrestre alcanzando un máximo en verano y un mínimo en invierno (solsticios del 21/22 de junio y 21/22 de diciembre respectivamente) y situándose sobre el ecuador en primavera y otoño (equinoccios del 20/21 de marzo y 21/22 de septiembre). δ cambia lentamente, menos de 0’5º en 24 horas, por lo que a escala diaria se puede tomar como constante..

(15) Para el cálculo del valor de δ la expresión a emplear es la siguiente:. δ (º ) = ⎧(0,006918 − 0,399912 • Cos (Γ) + 0,070257 • Sen(Γ)⎫ ⎪ ⎪ 180 ⎨− 0,006758 • Cos (2Γ) + 0,000907 • Sen(2Γ) ⎬ ⎪− 0,002697 • Cos (3Γ) + 0,00148 • Sen(3Γ)) ⎪ Π ⎩ ⎭. Plano de la elíptica. Plano ecuatorial. 23’5º. 23’5º. 23’5º δ. Verano en hemisferio norte. Solsticio invierno. Equinoccio. Intersección ambos planos. Figura 2: Variación de la declinación a lo largo de la órbita terrestre.. Donde δ, en radianes viene dado también por la siguiente expresión (con dn el orden de día dentro del año): 2π (d n − 1) 365 Esta formulación puede simplificarse si obviando la ley de Kepler (los planetas Γ=. barren áreas iguales en tiempos iguales) se toma la velocidad de la Tierra como constante. Dicha hipótesis proporciona una exactitud suficiente según la literatura consultada..

(16) En este caso δ se expresa como:. ⎛ 360 (d n + 284)⎞⎟ ⎝ 365 ⎠. δ (º ) = 23,45Sen⎜. Y la distancia del Sol a la Tierra puede calcularse por: 2. ⎛r ⎞ ⎛ 360d n ⎞ ε 0 = ⎜ 0 ⎟ = 1 + 0,033 • Cos⎜ ⎟ ⎝r⎠ ⎝ 365 ⎠ 9 Posición del Sol respecto a un observador terrestre (Fig. 3). Para proyectar instalaciones solares interesa estudiar el movimiento aparente del Sol desde un observador situado en la Tierra, recuperando el viejo concepto antropocéntrico del movimiento Solar. Como resultado aparecen dos tipos de coordenadas para determinar unívocamente la posición del Sol en cada instante, las primeras derivadas de la posición del observador en la Tierra y las segundas del movimiento de nuestro planeta. Dentro del primer tipo, para establecer la posición del observador sobre el globo terráqueo, se emplea su vertical, cenit y su dirección opuesta o nadir. Se denomina latitud Φ a la distancia angular desde el cenit hasta el plano ecuatorial. También puede definirse como el ángulo complementario del existente entre el cenit y el polo norte. Se mide positivamente hacia el polo norte y negativamente hacia el sur. Además se define como meridiano del lugar a la traza con el globo terrestre del plano que contiene al polo norte, sur, cenit y nadir de un observador..

(17) Respecto a la posición del Sol se localiza a partir de la distancia cenital θz, definida como la distancia angular del cenit al Sol, y del acimut Ψ o ángulo entre los meridianos del observador y del Sol. El complementario del cenit o ángulo entre Sol y el horizonte del observador, se denomina elevación γ.. Además, para incluir la evolución temporal diaria, se. introduce el concepto de tiempo solar verdadero u hora solar ω, 0 al mediodía, negativo por la mañana y positivo por la tarde y está relacionada con el tiempo oficial del lugar con las ecuaciones recogidas más adelante.. θz. Cenit. Φ (latitud). Meridiano solar Polo Norte. Meridiano del observador. γ ψ Horizonte del observador. Plano ecuatorial Polo Sur. Nadir. Figura 3: Posición del sol.. Estas coordenadas son suficientes para definir en cualquier punto de la Tierra la posición del Sol y sólo queda por tanto conocer las relaciones entre ellas para poder predecir su posición relativa a una superficie horizontal..

(18) Cos (θ zs ) = Sen(γ s ) = Sen(δ ) • Sen(φ ) + Cos (δ ) • Cos (φ ) • Cos (ω ) Cos ( Ψs ) =. (Sen(γ s ) • Sen(φ ) − Sen(δ ) ) (Cos (φ ) • Cos (γ s ) ). ω = TO (Tiempo Oficial) − 12 + ET − AO (Adelanto sobre Huso Horario) -. (LL-LH ). 15 LL = Longitud Local en grados respecto meridiano de Greenwich;. LH = Longitud huso horario ET( min utos) = ⎛ − 0,000075 + 0,001868 • Cos (Γ) − 0,032077 • Sen(Γ) ⎞ ⎜⎜ ⎟⎟ • 229,18 ⎝ − 0,014615 • Cos (2Γ) − 0,04089 Sen(2Γ) ⎠. El ángulo de salida del Sol corresponde con el instante en que θzs = 90º, el número diario de horas de Sol también se puede hallar sabiendo que el Sol recorre unos 15º/hora.. ω salida = ω puesta = − Ar cos(− tag (δ ) • tag (φ ) ) N h ( Nº horas de sol) =. 2ω salida 15. 9 Posición del Sol respecto de una superficie inclinada. Con las ecuaciones del apartado anterior es posible recoger la evolución del Sol referida a una superficie horizontal. Sin embargo, normalmente los captadores Solares están inclinados lo que obliga a introducir algunas modificaciones. Lo primero es definir la posición de una superficie oblicua para lo que basta con establecer su pendiente (B) y acimut (Ф). La pendiente es el ángulo formado por la superficie y el plano horizontal y el acimut la distancia angular entre la proyección de la normal a la superficie y el meridiano del lugar sobre el plano horizontal; esto es, el ángulo respecto del polo sur. Se incluye un pequeño diagrama explicativo. (Fig. 4).

(19) Ν. β. θ. E. θ Φ−β. Φ. γ. α S. d. Figura 4: Posición del Sol respecto a superficie inclinada.. Con estas definiciones, la expresión del ángulo de incidencia de la radiación Solar (θ) queda:. Cos (θ s ) = Sen(δ ) Sen(φ )Cos ( β ) − Sen(δ )Cos (φ ) Sen( β )Cos (α ) + Cos (δ )Cos (φ )Cos ( β )Cos (ω ) + Cos (δ ) Sen(φ ) Sen( β )Cos (α )Cos (ω ) Cos (δ ) Sen(α ) Sen(ω ) Sen( β ). Características de la radiación Solar 9 Radiación extraterrestre. A efectos de ingeniería solar el Sol puede considerarse como un cuerpo negro que emite radiación a una temperatura de 5700 Kelvin. Se define la constante Solar como la energía por unidad de área y tiempo que llega desde nuestra estrella. Las mediciones más recientes apuntan que el valor de esta constante solar antes de sufrir la atenuación al atravesar la atmósfera es de1367 W/m2. La variación de distancia entre la Tierra y el Sol provoca que este valor no sea sostenido a lo largo de todo el.

(20) año sino que cae hasta 1320 W/m2 en Junio/Julio y sube hasta 1400 en Enero y Diciembre. Por otro lado, la energía no se encuentra uniformemente distribuida en todo el espectro electromagnético (Fig. 5), se puede agrupar en las siguientes regiones: 1) Visible: (0,38 < λ < 0,78 Mm.) que aglutina el 47% de la energía. 2) Infrarrojo (λ > 0,78 Mm.) que lleva el 45 % 3) Ultravioleta (λ < 0,38 Mm.) que transmite el resto (7%). Esta distribución espectral tiene influencia en la atenuación provocada por la atmósfera y en la producción de las células fotovoltaicas.. Figura 5: Espectro electromagnético.. 9 Radiación en la superficie de la Tierra. Al atravesar la atmósfera la radiación incidente se ve afectada por varios fenómenos de reflexión y atenuación debido a la interacción con la materia. La parte correspondiente a la radiación difusa (resultado de la dispersión por las moléculas de vapor de agua, aire y partículas de polvo) se estudiará en otro apartado más adelante junto con el método más apropiado para tratarla. En cuanto a la absorción, en la franja.

(21) del ultravioleta y visible se debe principalmente al ozono mientras que la del infrarrojo la realiza principalmente el vapor de agua.. La ley básica de atenuación es la propuesta por Beer o Lambert, con carácter monocromático y que por lo tanto debería aplicarse a cada longitud de onda por L. G L , n ,λ = G 0 , n ,λ ⋅ e. − ∫ k (λ , s )⋅ ρ ( s ) ds 0. separado y no a todo el espectro en su conjunto. Esta ley establece que: Donde Go,n,λ es la irradiancia en la dirección normal de entrada, GL,n,λ es la irradiancia de salida de un medio de espesor L y densidad ρ y K(λ,s) la constante de atenuación característica. Si el medio es homogéneo k sólo depende de λ así que se puede sacar de la integral quedando: L. k (λ ) ∫ ρ (s )ds 0. 9 Componentes de la radiación Solar en la superficie de la Tierra. La irradiancia se puede separar en tres componentes: directa (B), difusa (D) y albedo (R), la suma de las tres constituye la radiación global (G).. 1. Directa (B): Constituye la parte de la energía luminosa del Sol que llega directamente desde él en línea recta. Procede desde una posición casi puntual del cielo, lo que unido a la direccionalidad de su propagación hace que sea muy sensible a la orientación del módulo. En condiciones normales es la más.

(22) intensa aunque como es proporcional a la transparencia de la atmósfera puede llegar a anularse si el cielo está muy cubierto.. 2. Difusa (D): La radiación difusa proviene de la dispersión atmosférica de la radiación solar. Principalmente existen dos modelos: el de Rayleigh (que supone que la dispersión se reparte por igual entre la que vuelve al espacio y la que va hacia el suelo) y el de Mie. Esta segunda teoría describe el efecto de los aerosoles (partículas de varios tamaños pero siempre mayor que el de las moléculas de aire) que actúan dirigiendo una proporción de radiación mayor hacia el suelo, generando un haz difuso de la misma dirección que la radiación Solar directa que se denomina radiación difusa circunsolar. En la Tierra esta radiación se ve como procedente de la corona Solar. A medida que las partículas son mayores, este efecto se acentúa. En general dependiendo del tipo de atmósfera una aproximación resultará más acertada que la otra, si hay polvo en suspensión la parte de radiación difusa circunsolar será más importante. (Fig. 6). En cualquier caso, normalmente la radiación difusa no es intensa pero sí extensa y es más significativa conforme más cubierto está el cielo.. 3. Albedo: Constituye la radiación reflejada por el suelo y objetos circundantes. Excepto en casos en que existan superficies blancas y lisas, como nieve, su contribución a la irradiación global es pequeña. Puede estimarse modelando el suelo como una superficie horizontal infinita que refleja con igual intensidad.

(23) en todas las direcciones la radiación difusa que le llega en una proporción caracterizada por su reflectividad.. En la literatura consultada existen numerosas tablas de reflectividad, a modo de ejemplo se incluyen algunos valores característicos:. Suelo. Reflectividad. Seco. 0’2. Hierba húmeda. 0’3. Desierto de arena. 0’4. Nieve. 0’6. Tabla 1: Valores de reflectividad característicos.. Componentes de la radiación Solar: Modelo de radiación dispersa de Rayleigh (derecha) Y Mie (izquierda) Figura 6 :Componentes de la radiación solar..

(24) 0-3) Evaluación del recurso solar. Una vez descrita esta energía solar, hay que proceder a evaluar su aplicación en pos de dimensionar el campo de colectores solar. Como primera aproximación se valorará el recurso solar mediante valores medios mensuales, por ser más sencillo de realizar y, aunque no incorpora efectos dinámicos y enmascara efectos de distribución temporal, como en general conduce a sobredimensionado es válido y aplicable en primer término. Los pasos a seguir para evaluar el recurso solar en una zona geográfica objeto de estudio son los siguientes: 1. Evaluación de la radiación extraterrestre. 2. Obtención de la radiación directa y difusa sobre una superficie horizontal. 3. Evaluación de la radiación en superficie inclinada a partir de los valores en superficie horizontal. A continuación se detallará paso a paso el proceso a seguir en cada paso, una vez obtenida la evaluación del recurso solar, sería el momento del dimensionado.. 1) Evaluación de la radiación extraterrestre: Partimos del valor representativo de la irradiación en la zona extraterrestre de la tierra, Gsc = 1367 W/m2, que viene a ser un valor medio. A partir de este valor obtenemos la radiación extraterrestre para cualquier día del año:. Go ,n = Gsc {1 + 0.033 * cos(. 360 * n )} 365 , siendo n el día del año. (El 2 de Enero n = 2…).. En este primer apartado obtenemos también tres valores que luego nos servirán como datos:.

(25) - Declinación (Ángulo del sol respecto al plano ecuatorial al medio día solar):. δ = 23.45sen(360 *. 284 + n ) 365. - Ángulo horario de salida del sol: cos ( ws ) = -tg Ф * tg δ , siendo Ф la latitud del empazamiento. - Número de horas de sol: Nh =. 2 * ws (º ) 15. 2) Obtención de la radiación directa y difusa sobre una superficie horizontal. Se obtiene la radiación media mensual con la siguiente fórmula: 24 * 3600 * Gsc ⎡ π * ws 360 * n ⎤ 1 + 0.033 * cos( )⎥ * (cosφ * cos δ * senws + * senφ * senδ ) ⎢ 365 ⎦ π 180 ⎣ (H medida en J/m^2*día.) Ho =. Una vez conocida la radiación media mensual se ha de tener en cuenta la nubosidad del emplazamiento para poder obtener la radiación directa y difusa, se obtiene el índice de claridad media mensual ( K T ) del siguiente modo: KT =. H , los valores de H se encuentran tabulados. H0. Ahora ya se pueden obtener la radiación directa ( H b ) y difusa ( H d ) media mensual: -Para ws ≤ 81.4º y .3 ≤ K T ≤ .8 : 2. 3. H d = H (1.391 − 3.560 * K T + 4.189 * K T − 2.137 * K T ). -Para ws ≥ 81.4º y .3 ≤ K T ≤ .8 : 2. 3. H d = H (1.311 − 3.022 * K T + 3.427 * K T − 1.821* K T ).

(26) Una vez obtenida la componente difusa, se calcula la directa:. Hb = H − Hd Los datos obtenidos en este apartado 2 son sobre una superficie horizontal, en el apartado siguiente se obtendrá la radiación sobre una superficie inclinada.. 3) Evaluación de la radiación en superficie inclinada a partir de los valores en superficie horizontal. En primer lugar se modela la distribución de la componente difusa de la radiación, tiene un término isotrópico, otro circunsolar, otro del horizonte y por último el componente reflejado del suelo. El modelo que se escoge es el modelo LJK que considera las componentes difusa y del suelo como isotrópicas. La radiación en superficie inclinada se obtiene a partir de la radiación en superficie horizontal multiplicada por un coeficiente R :. HT = R * H Dicho coeficiente se obtiene de la aplicación de las siguientes fórmulas: R = (1 −. Hd H 1 + cos β 1 − cos β + ρg * ) * Rb + d * H H 2 2. Siendo ρ g la reflectividad del suelo, β el ángulo de inclinación del colector y. Rb :. Rb =. cos(φ − β ) * cos δ * senws ´+ cos φ * cos δ * senws +. π 180. π. 180. * ws ´*sen(φ − β ) * senδ * ws * senφ * senδ.

(27) Siendo ws ´ :. ws ´= min{ar cos(−tgφ * tgδ ), ar cos(−tg (φ − β ) * tgδ ) .. Así finalmente se pueden obtener ya los valores de radiación en superficie inclinada..

(28) 2) Emplazamientos adecuados por su irradiación solar. Una vez descrita esta energía solar y visto como se puede evaluar su potencial, es momento ahora de analizar los lugares geográficos donde esta tecnología pueda ser viable.. 2-1) Emplazamientos adecuados a nivel mundial.. Los espejos concentradores parabólicos, así como los heliostatos y el receptor de torre en. la tecnología de torre solar sólo pueden concentrar la radiación directa, no. concentran la difusa. Por lo tanto, estas centrales termosolares sólo tendrán sentido y podrán ser viables en localizaciones muy soleadas, especialmente en regiones áridas y semiáridas del mundo, donde la poca nubosidad de estas regiones no interfiere en los valores de radiación directa. Aunque en la región tropical tengamos alta radiación solar, la alta componente difusa y las largas estaciones de lluvia hacen que esta zona sea menos adecuada para la instalación de este tipo de centrales. Las regiones en las que estas centrales pueden ser instaladas son las siguientes: · Sur de África, zona del desierto de Kalahari. · Países de la cuenca del Mediterráneo (incluyendo el norte de África, Oriente Medio y algunos lugares del sur de Europa). · Partes de la India y Pakistán. · Partes de Brasil y Chile. · México y la zona suroeste de EEUU..

(29) · Y en Australia. Estas zonas se representan en la figura 7 y se han elegido conforme al siguiente criterio: -Tengan una cuota de irradiación solar anual de al menos 1700 Kwh/m2. -Los sitios óptimos para la instalación son aquellos que tienen valores de irradiación solar anual mayores de 2700 Kwh/m2. (Criterios tomados de [EEL99]). Figura 7: Zonas geográficas idóneas para la instalación de centrales termosolares.. Se procede a analizar estas zonas geográficas: Los datos de radiación normal directa de todos los emplazamientos se obtienen de la base de datos siguiente: http://eosweb.larc.nasa.gov/sse/ Donde con sólo introducir los datos de longitud y latitud de un emplazamiento geográfico podemos obtener toda clase de datos solares y atmosféricos en general en una cuadrícula de 16x16 kilómetros, aproximación suficiente para el estudio, así evaluaremos conforme a los criterios anteriores si los emplazamientos son adecuados, a la hora de instalar una central de este tipo habría que tener en cuenta también si hay agua cerca para el circuito de refrigeración, pero esto no es objeto de este capítulo..

(30) 1. África, desierto del Sahara, situación geográfica 23º 07´ Latitud Norte y 15º 08’ Longitud Este: Radiación normal directa / Modelo LJK (kWh/m2/dia). Lat 23 Lon 15. Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec. Annual Average. 10 Year Average. 6.40 7.48 7.50 8.27 8.48 9.42 9.37 9.03 8.34 7.85 6.98 6.47. 7.97. Se observa el resultado medio anual, de 7.97 kWh/m^2 dia, para poder compararlo con los requisitos impuestos no hay más que multiplicar por 365 días obteniéndose una irradiación solar anual de 2909 Kwh/m2, mayor que los 1700 Kwh/m2 requeridos, y mayor que los 2700 Kwh/m2 , lo que hace que esta zona se considere como óptima desde el punto de vista solar para la instalación.. 2. India, desierto del Rajasthan, situación geográfica 27º Latitud Norte y 73º Longitud Este: Radiación normal directa / Modelo LJK (kWh/m2/dia). Lat 27 Lon 73. Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec. Annual Average. 10 Year Average. 4.65 6.06 6.10 7.03 6.71 6.94 4.81 4.41 5.96 6.63 6.25 6.05. 5.97. El resultado medio anual es de 5.97 kWh/m^2 dia, para poder compararlo con los requisitos impuestos no hay más que multiplicar por 365 días obteniéndose una irradiación solar anual de 2179 Kwh/m2, mayor que los 1700 Kwh/m2 requeridos, lo que hace que esta zona se considere idónea desde el punto de vista solar para la instalación..

(31) 3. Chile, desierto de Atacama, situación geográfica 23º. Latitud Sur y 68º. Longitud Oeste: Radiación normal directa / Modelo LJK (kWh/m2/dia). Lat -23 Lon -68. Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec. Annual Average. 10 Year Average. 6.88 7.99 7.29 7.76 7.37 6.04 6.90 7.66 7.92 7.99 8.02 7.77. 7.47. El resultado medio anual es de 7.47 kWh/m^2 dia, para poder compararlo con los requisitos impuestos no hay más que multiplicar por 365 días obteniéndose una irradiación solar anual de 2726 Kwh/m2, mayor que los 1700 Kwh/m2 requeridos, y mayor también que 2700 Kwh/m2, lo que hace que esta zona se considere óptima desde el punto de vista solar para la instalación.. 4. México, gran desierto,. situación geográfica 31º. Latitud Norte y 113º. Longitud Este: Radiación normal directa / Modelo LJK (kWh/m2/dia). Annual Lat 31 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Average Lon -113 10 Year Average. 5.07 5.96 6.11 7.62 8.10 8.27 6.65 5.78 6.69 5.69 5.46 4.31. 6.31. El resultado medio anual es de 6.31 kWh/m^2 dia, para poder compararlo con los requisitos impuestos no hay más que multiplicar por 365 días obteniéndose una irradiación solar anual de 2303 Kwh/m2, mayor que los 1700 Kwh/m2 requeridos, lo que hace de esta zona una zona idónea para la instalación..

(32) 5. Estados Unidos, desierto del Colorado, situación geográfica 32º Latitud Norte y 115º Longitud Este: Radiación normal directa / Modelo LJK (kWh/m2/dia). Annual Lat 32 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Average Lon -115 10 Year Average. 5.12 6.23 6.38 7.79 8.34 8.55 7.27 6.49 7.17 6.04 5.69 4.50. 6.63. El resultado medio anual es de 6.63 kWh/m^2 dia, para poder compararlo con los requisitos impuestos no hay más que multiplicar por 365 días obteniéndose una irradiación solar anual de 2420 Kwh/m2, mayor que los 1700 Kwh/m2 requeridos, lo que hace de esta zona una zona idónea para la instalación.. 6. Australia, desierto Gran Victoria, situación geográfica 30.8º Latitud Sur y 121.3º Longitud Este: Radiación normal directa / Modelo LJK (kWh/m2/dia). Lat -31 Lon 121. Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec. Annual Average. 10 Year Average. 7.52 6.83 5.50 4.78 3.98 4.00 4.45 5.10 6.10 7.19 7.46 7.59. 5.88. El resultado medio anual es de 5.88 kWh/m^2 dia, para poder compararlo con los requisitos impuestos no hay más que multiplicar por 365 días obteniéndose una irradiación solar anual de 2146 Kwh/m2, mayor que los 1700 Kwh/m2 requeridos, lo que hace de esta zona una zona idónea para la instalación..

(33) Después de analizados estos seis emplazamientos geográficos en el mundo y vista la idoneidad de los seis, se procede a la búsqueda de un lugar adecuado en España para el emplazamiento.. 2-1) Emplazamientos adecuados en España.. Una vez se ha evaluado las zonas geográficas a lo largo del planeta, y visto que en el sur de Europa, y por tanto en España, existen zonas idóneas para su instalación, vamos a concretar sobre nuestro país donde ubicar una planta de este tipo. En base a experiencias anteriores de instalaciones solares en nuestro país se plantean dos opciones: 1. Desierto de Tabernas en Almería donde se sitúa la Plataforma Solar de Almería. 2. Montes del Cierzo en la depresión del Ebro en Navarra donde está proyectado un parque solar con energía térmica y fotovoltaica..

(34) 1. Desierto de Tabernas (Almería), situación geográfica: 37º05’ Latitud Norte y 2 21’ Longitud Oeste. Radiación normal directa / Modelo LJK (kWh/m2/dia). Annual Lat 37.05 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Average Lon -2.21 10 Year Average. 3.59 4.04 4.97 5.49 6.01 6.89 7.94 7.27 6.08 4.40 3.45 3.12. 5.27. Se observa el resultado medio anual, de 5.27 kWh/m^2 dia, para poder compararlo con los requisitos impuestos no hay más que multiplicar por 365 días obteniéndose una irradiación solar anual de 1923 Kwh/m2, mayor que los 1700 Kwh/m2 requeridos, siendo el desierto de Tabernas por tanto una zona idónea para la instalación de una central termosolar.. 2. Montes del Cierzo, depresión del Ebro(Navarra), situación geográfica: 42º13´ Latitud Norte y 1º65´ Longitud Oeste. Radiación normal directa / Modelo LJK (kWh/m2/dia). Annual Lat 42.13 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Average Lon -1.65 10 Year Average. 2.39 3.06 3.75 3.91 4.47 4.92 5.94 5.43 4.77 3.26 2.39 2.24. 3.88. En esta caso se observa que el resultado medio anual es menor que en el anterior, siendo su valor de 3.88 kWh/m^2 dia, para poder compararlo con los requisitos impuestos no hay más que multiplicar por 365 días obteniéndose una irradiación solar anual de 1416 Kwh/m2, menor que los 1700 Kwh/m2 requeridos. Se concluye pues, en este caso que los Montes del Cierzo no sería una buena ubicación para la instalación de una central termosolar..

(35) Por lo tanto el estudio en este proyecto se realizará sobre la localización geográfica del desierto de Tabernas en Almería..

(36) 3) La tecnología solar. Una vez localizado el emplazamiento de la central es hora de dar cuerpo a la central. Hay que ver como se da unión entre el campo solar y la central de ciclo combinado propiamente dicha, para ello en este capítulo se comenzará por analizar las distintas opciones referentes a la tecnología solar a emplear.. 3-1) Experiencias en centrales eléctricas termosolares.. Se empezará por hacer una breve introducción en cuanto a las distintas opciones llevadas a cabo en los años de experiencia de operación de estas centrales. Las centrales termosolares para producción de electricidad implican siempre diseños de sistemas de concentración que tratan de migrar a gran tamaño, y en condiciones reales de operación, geometrías que se aproximan a la del concentrador parabólico ideal. Habitualmente se usan concentradores solares por reflexión para alcanzar las temperaturas requeridas en la operación de los ciclos termodinámicos. Los tres conceptos de concentración solar más utilizados son (ver dibujo en figura 8):. 1. Concentradores cilindro-parabólicos: Son concentradores de foco lineal con seguimiento en un solo eje, concentraciones de la radiación de 30 a 80 veces y potencias por campo unitario de 30 a 80 MW.. 2. Sistemas de torre o de receptor central: Consisten en un campo de helióstatos que siguen la posición del Sol en todo momento (elevación y acimut) y orientan el rayo reflejado hacia el foco colocado en la parte superior de una.

(37) torre. Los órdenes de concentración son de 200 a 1.000 y las potencias unitarias de 10 a 200 MW.. 3. Discos parabólicos: Son pequeñas unidades independientes con reflector parabólico habitualmente conectado a un motor Stirling situado en el foco. Los niveles de concentración son superiores (1.000-4.000) y las potencias unitarias son de 5 a 25 kW.. Figura 8: Configuraciones más habituales de los sistemas de concentración solar por reflexión utilizados en las centrales termosolares.. A pesar del indudable potencial de las Tecnologías de Concentración Solar (TCS) y del éxito operacional de las plantas SEGS en California, cuyos 354 MW suministran desde hace 15 años el 90% de la electricidad comercial de origen solar en el mundo, la realidad muestra que todavía no se ha conseguido el deseado despegue y que las CET tengan aceptación y un uso comercial amplio. Un estudio independiente promovido por el Banco Mundial, confirma a las TCS como la forma más económica de producir electricidad a gran escala a partir de la energía solar. Según dicho estudio,.

(38) no obstante, el coste directo de capital de una CET en 2,5 a 3,5 veces el de una planta térmica convencional y la electricidad que producen alcanza un precio de generación de 2 a 4 veces. En la siguiente tabla (tabla 2) se muestran las características más reseñables de las CET:. Tabla 2: Características centrales termosolares. 3-2) El campo solar.. Se pasa a describir a continuación las opciones que hay en cuanto al campo solar se refiere: 9 Colectores cilindro-parabólicos. [MRAL01] Se constituyen por grupos de 400-500 m de longitud situados en paralelo formando filas (fig. 9), con una orientación norte-sur y realizan un seguimiento solar este-oeste. El fluido de transferencia térmica discurre por una tubería situada en el punto focal de los colectores. El colector consiste en un espejo cilindro-parabólico o disco-parabólico que refleja la radiación solar recibida sobre un tubo de vidrio dispuesto a lo largo de la línea focal.

(39) del espejo o su foco respectivamente, en cuyo interior se encuentra la superficie absorbente en contacto con el fluido portador del calor (fig. 10). Este fluido es calentado y bombeado a través de una serie de intercambiadores de calor para producir vapor sobrecalentado que alimenta una turbina convencional y genera así energía eléctrica. [ROCA01] De las tres tecnologías actuales (Receptor Central, Colectores Cilindro Parabólicos y los Discos Stirlings), las plantas con colectores cilindro parabólicos (CCP) son las que cuentan actualmente con una mayor experiencia comercial. Las nueve plantas SEGS (Solar Electricity Generating Systems) actualmente en operación en California, con sus más de 2,5 millones de metros cuadrados de CCP, son el mejor ejemplo del estado del arte de esta tecnología. Con una capacidad de producción en régimen comercial de 354 MWe, las plantas SEGS han acumulado una gran experiencia en el diseño e implementación de este tipo de CET [6]. La Tabla 3 contiene un listado de las plantas termosolares con CCP, tanto experimentales como comerciales, que han sido implementadas en el mundo desde la década de los 80.. Figura 9: Fila de colectores cilindro-parabólicos. Figura 10: Funcionamiento.

(40) En la siguiente tabla se muestran las plantas de colectores cilindro-parabólicos en el mundo:. Tabla 3: Plantas de colectores cilindro-parabólicos en el mundo.. Aunque a la vista de la tabla anterior se pueda pensar que el único fluido caloportador que se puede usar es el aceite, esto no es así, el agua-vapor es muy usado también. En siguientes capítulos se analizarán ambos fluidos con mayor detalle..

(41) 9 Tecnología de torre solar. Los colectores de torre o centrales de colectores-reflectores de torre central consisten en una torre central (fig 11) donde se encuentra el receptor térmico,. Figura 11: Torre central.. rodeada de una amplia superficie cubierta de grandes espejos (heliostatos, fig 12). Los heliostatos constan de una estructura soporte y de una superficie reflectante, asimismo, tienen incorporados unos mecanismos que permiten que la superficie reflectante se mueva según dos ejes de giro, de modo que pueda captar de la mejor forma y en cada momento la radiación solar y concentrarla en el receptor instalado en la torre. Para mover los heliostatos, se utilizan medios electrónicos: cada espejo recibe periódicamente las órdenes que emite un programa incorporado a un ordenador central. El receptor tiene una serie de tubos por los que circula un fluido primario (agua, sales fundidas, aire,..., dependiendo de la instalación) que transmite la energía recibida a un fluido secundario que, convertido en vapor, acciona una turbina. En algunas instalaciones, es el propio fluido primario quien, convertido en vapor por efecto de la radiación solar, acciona directamente la turbina, sin necesidad del fluido secundario. En determinadas centrales, el fluido primario transmite la energía.

(42) previamente al dispositivo de almacenamiento, y luego se sigue el ciclo termodinámico habitual El receptor térmico está recorrido internamente por un fluido (agua, aire, metal liquido, sales fundidas, etc.) encargado de realizar la absorción térmica. Existe un posterior intercambiador-generador de vapor para continuar con el ciclo térmico convencional.. Figura 12: Helióstato.. En la siguiente tabla (tabla 4) se muestran las plantas de tecnología de torre solar en el mundo:. Tabla 4: Plantas de tecnología de torre en el mundo..

(43) 9 Los sistemas disco-Stirling. Los discos parabólicos han evolucionado tanto en EEUU como en Europa hacia la construcción de unidades autónomas conectadas a motores Stirling situados en el foco. Los sistemas disco-Stirling han demostrado la mayor eficiencia de conversión de radiación solar en energía eléctrica con valores máximos del 30 % y hasta un 25 % de promedio diario en unidades de 7 a 25 kW. Debido a la curvatura parabólica del concentrador y a la baja relación distancia focal/diámetro (f/D =0,6), se pueden conseguir altas relaciones de concentración por encima de 3.000. Esto permite alcanzar muy altas temperaturas de operación entre 650 y 800 ºC, dando lugar a eficiencias en el motor Stirling del orden del 30 al 40 %. La superficie cóncava del concentrador está cubierta por espejos de vidrio de segunda superficie con su correspondiente curvatura parabólica o bien por espejos delgados o polímeros metalizados de primera superficie soportados sobre una estructura de fibra de vidrio o de membrana pensionada (fig. 13). Los receptores para sistemas disco/Stirling son de tipo cavidad, con una pequeña apertura y su correspondiente sistema de aislamiento. Habitualmente, se usan dos métodos para la transferencia de la radiación solar al gas de trabajo: a) Iluminar directamente un panel de tubos por el interior de los cuales circula un gas que suele ser helio, hidrógeno o aire. b) El concepto de tubo de calor o heat pipe, vaporizándose un metal líquido (normalmente sodio) que luego condensa en la superficie de los tubos por los que circula el gas de trabajo y refluye nuevamente al absorbedor..

(44) Figura 13: Configuración típica de disco-Stirling. Hasta aquí se ha generalizado para cualquier central termosolar, a partir de aquí se centrará el proyecto en estudiar una planta solar de alta temperatura en una central de ciclo combinado..

(45) 4) La central de ciclo combinado 4-1) Introducción. Una central de ciclo combinado consiste básicamente en una turbina de gas conectada a un generador, una caldera recuperadora de calor y un grupo turbina de vapor conectado con otro generador, formando un sistema que permite producir electricidad. El proceso de generación de energía eléctrica en una central de ciclo combinado comienza con la aspiración de aire desde el exterior siendo conducido al compresor de la turbina a gas a través de un filtro que quita las partículas que lleva el aire, ya que podrían ser dañinas a altas velocidades en los álabes de la turbina. En la aspiración de aire también se puede introducir, siendo muy conveniente en localizaciones secas y con altas temperaturas medias como es el caso de estudio, un intercambiador (evaporative cooler) aire-agua que enfría el aire mejorando la eficiencia del proceso. El aire es comprimido en el compresor, para ser a continuación combinado con el combustible (Gas Natural) en una cámara donde se realiza la combustión, cámara de combustión. El resultado es un flujo de gases calientes que al expandirse hacen girar la turbina de gas proporcionando energía mecánica. El generador acoplado a la turbina de gas transforma esta energía mecánica en energía eléctrica. Los gases de escape que salen de la turbina de gas pasan a la caldera recuperadora de calor. En esta caldera se extrae la mayor parte del calor aún disponible en los gases de escape y se transmiten al ciclo agua-vapor, antes de pasar a la atmósfera. La caldera de recuperación se divide en tres áreas de intercambio de calor:.

(46) Área 1: Se denomina economizador y está ubicado en la parte superior de la caldera. El agua a alta presión ingresa al economizador para ser recalentada hasta el punto de saturación. Área 2: Se denomina evaporador y está ubicado en la zona intermedia de la caldera. Es donde se produce el cambio de fase. Área 3: Se denomina sobrecalentador y está ubicado en la parte inferior de la caldera, zona donde la temperatura es más alta, ya que está cerca de la salida de la turbina de gas. Aquí el vapor saturado es sobrecalentado. Posteriormente este vapor sobrecalentado es inyectado en la turbina de vapor donde se expande en los álabes haciendo girar el eje de esta turbina generando energía mecánica que es transformada en energía eléctrica en el generador acoplado a la turbina de vapor. Esta turbina de vapor suele constar de varios cuerpos, a los cuales entra el vapor dependiendo de su presión, típicamente son tres, cuerpo de alta, media y baja presión de la turbina de vapor. El vapor que sale del último cuerpo de la turbina de vapor, cuerpo de baja presión, pasa a un condensador donde se condensa, vuelve a su estado líquido. Este condensador se refrigera mediante un sistema que inyecta agua fría por la superficie del condensador, lo que ocasiona la disipación del calor latente contenido en el vapor. La inyección de agua se puede hacer en circuito abierto o cerrado, abierto cuando hacemos pasar por el condensador el agua de un río o mar y una vez que pasa por el condensador volvemos a echarla al río o mar, cerrado cuando esta agua una vez que pasa por el condensador lo volvemos a enfriar en otra parte del ciclo para a continuación volverlo a llevar al condensador..

(47) Posteriormente el agua pasa a un desgasificador, también llamado tanque de agua de alimentación, donde se eliminan todos los gases no condensables. El tanque envía, a través de bombas, el agua a alta presión hacia la chimenea recuperadora de calor para iniciar nuevamente el ciclo. El equipamiento que incluye las centrales de ciclo combinado es el siguiente: - Una o varias turbinas de gas, que representa típicamente unos 2/3 de la generación total de la planta. -Una o varias turbinas de vapor, que representa típicamente aproximadamente 1/3 de la generación total de la planta. -Una o varias calderas recuperadoras de calor, HRSG. Este equipo realiza la evaporación del agua, para inyectarla en forma de vapor en la turbina de vapor. Debe haber tantos HRSG como turbinas de gas. -Estación medidora y reductora de la presión del gas natural, más la tubería de la central. -Sistema de control basado en microprocesadores para la central. -Estanque de almacenamiento para el combustible de respaldo (petróleo diesel). -Sistema de refrigeración si es que la zona donde se instalará la planta no cuenta con sistemas de refrigeración naturales (agua de mar, pozos profundos, etc.). Una vez conocida en qué consiste una central de ciclo combinado, la pregunta que toca responder es dónde entra en juego el aporte solar, cómo suministrar esta energía a la central..

(48) 4-2) El aporte solar. Para decidir dónde colocar el aporte solar en el ciclo hay que estudiar simultáneamente el problema de la elección de la tecnología solar adecuada puesto que se han de ver las temperaturas alcanzadas y las presiones de acuerdo a establecer la mejor opción ya que las temperaturas alcanzadas en el fluido caloportador con colectores cilindro-parabólicos son mucho menores que las alcanzadas con receptor central de torre, por lo que con un campo de colectores cilindro-parabólicos el aporte se ve limitado a su inclusión en el ciclo de Rankine, en el de la turbina de vapor, mientras que las temperaturas alcanzadas con el receptor de torre podrían permitir incluso introducir el aporte solar en el ciclo Brayton, ciclo de la turbina de gas. [XGCA01] Se analizan previamente las experiencias tomadas de distintas plantas termosolares: 1. Con colectores cilindro-parabólicos se plantearon tres alternativas en las plantas SEGS construidas por la empresa LUZ en California, estas plantas eran centrales térmicas convencionales, sólo con ciclo Rankine de turbina de vapor , no eran de ciclo combinado: a) Sobrecalentador de gas natural, el fluido caloportador es calentado por la acción solar y por medio de un intercambiador de calor, generador de vapor, transmite su calor al agua pasando a fase vapor para ser posteriormente sobrecalentado por medio de gas natural..

(49) Figura 14: Sobrecalentador de gas natural. b) Caldera fósil en paralelo con sistema solar, el sistema solar lleva acoplado en paralelo/serie una caldera de combustible fósil, capaz de suplementar y sustituir el aporte solar.. Figura 15: Caldera fósil en paralelo con sistema solar. c) Calentador fósil de aceite, en este caso la única interfase entre el ciclo de potencia y las fuentes térmicas son los intercambiadores de calor aceite caloportador/agua. En paralelo con el campo de colectores cilindro-.

(50) parabólicos se dispone de un calentador fósil de aceite que suplementa el aporte solar cuando éste está por debajo del punto de diseño.. Figura 16: Calentador fósil de aceite.. 9 Conclusión sobre la experiencia en colectores cilindro-parabólicos. Se consideran dos hechos relevantes, en primer lugar la temperatura máxima alcanzada en un campo de colectores cilindro-parabólicos de la que tengo dato es de 391 ºC en la planta SEG IX en 1991, con aceite como fluido caloportador. Al cambiar el fluido caloportador por agua, debido al mayor calor específico de ésta (vapor), la temperatura que se alcanza con el mismo aporte de calor es menor, del orden de los 350 ºC. Con esta temperatura a la entrada de colectores se analizará donde se puede colocar el aporte solar..

(51) 2. Con receptor central de torre, se procede a evaluar las distintas experiencias dadas en centrales termosolares con receptor central de torre hasta la fecha. a) Uso de aire como fluido caloportador, en Israel mediante tecnología de receptor volumétrico cerrado, con una matriz cerámica y una cubierta de cuarzo, se emplea como fluido de trabajo aire a presión, el cual se calienta a temperaturas del orden de los 1400 ºC. El hecho de emplear aire a presión presenta ventajas desde el punto de vista de su mayor densidad y menor trabajo de bombeo, pero, además permite usarlo como fluido de trabajo de una turbina de gas en una central de ciclo combinado, junto con una caldera en el punto de salida del aire caliente del receptor donde se de el aporte calorífico necesario en condiciones de poca insolación. Con tecnología de receptor volumétrico abierto trabajando con aire ambiente, aira a presión ambiente se introduce en un receptor volumétrico cerámico o metálico para ser calentado a unos 700 ºC, posteriormente mediante hibridación con combustible fósil, gas natural, se calienta hasta los 1300-1400 ºC de entrada a la turbina de gas. b) Uso de agua como fluido caloportador, es la opción empleada en un estudio realizado por Sevillana de Electricidad para Egipto, el agua llega de la caldera recuperadora al receptor donde recibe el aporte solar y pasa a estado vapor, siendo este flujo incluido en el sobrecalentador y añadido al flujo evaporado proveniente de la salida de la turbina de vapor..

(52) 9 Conclusión sobre receptor de torre. Existen dos problema fundamentales al trabajar con aire en receptores volumétricos, el primero es la poca experiencia con esta tecnología y la segunda es el pequeño volumen que se puede calentar a esa temperatura. Por lo tanto la opción más interesante es la del aporte solar en la caldera de recuperación.. Una vez expuestas las diferentes opciones para aportar la energía calorífica solar en la central de ciclo combinado la opción que parece más interesante es colocar el aporte solar en la caldera de recuperación, habrá que analizar en que parte de la caldera y ver qué campo solar merece más la pena colocar, torre solar o colectores cilindroparabólicos.. 4-2) Análisis del aporte solar en la caldera de recuperación. La caldera de recuperación de calor del ciclo combinado (figura 17) se puede considerar en conjunto como un intercambiador de calor donde por una parte entran los gases salientes de la turbina de gas y por otra el agua de alimentación. El agua, por efecto de conducción térmica se calienta hasta que pasa a fase gaseosa (vapor) a una determinada temperatura y sale de la caldera para alimentar a la turbina de vapor y los gases salen a una temperatura mucho menor por la chimenea hacia el exterior. La caldera de recuperación se puede dividir en varias partes, citadas en orden de entrada a salida del agua:.

(53) a) Economizador, el agua ingresa al economizador donde es recalentada hasta el punto de saturación. b) Evaporador, es en esta zona donde se da el cambio de fase del agua de fase líquida a fase gaseosa. c) Desaireador, el desaireador es donde se lleva el vapor producido en el evaporador y a su vez de donde se extrae el agua introducida desde el economizador para llevarla al evaporador que es donde se convertirá en vapor volviendo nuevamente al desaireador para desde aquí ser conducida al sobrecalentador. d) Sobrecalentador, el agua en fase gaseosa (vapor) es recalentada hasta la temperatura deseada. Desaireador Economizador. Evaporador. Sobrecalent.. T. gas. Turbina vapor. Generadores. Condensador. Interc. mezcla. Bomba 1. Bomba 2. Figura 17: Esquema caldera recuperación en ciclo combinado.