CAPÍTULO 2
2 TABLA DE CONTENIDOS
1. INTRODUCCIÓN ... 4
2. SISTEMAS DE RECEPTOR CENTRAL ... 4
2.1. DESCRIPCIÓNGENERALDEUNSISTEMADERECEPTORCENTRAL... 7
2.1.1. Campo de Helióstatos ... 7
2.1.2. Receptor Solar ... 10
2.1.3. La Torre ... 13
2.1.4. Sistema de Control ... 13
2.1.5. Sistema de Almacenamiento Térmico ... 14
2.1.6. Sistema de Producción de Potencia ... 15
2.1.7. Sistema Auxiliar ... 15
2.2.BALANCEENERGÉTICODEUNSISTEMADERECEPTORCENTRAL ... 16
2.2.1 Pérdidas en la captación... 16
2.2.2 Pérdidas en la transmisión a través de la atmosfera ... 20
2.2.3 Pérdidas en la captación de la radiación solar concentrada en el receptor ... 21
2.2.4 Pérdidas en la conversión fototérmica ... 26
2.2.5 Pérdidas en la parte convencional y autoconsumos ... 27
2.2.6. Balance Energético Global ... 27
3. LA HIBRIDACIÓN EN SISTEMAS TERMOSOLARES DE CONCENTRACIÓN ... 28
3.1.HIBRIDACIÓNDESISTEMASDERECPETORCENTRAL ... 29
3.1.1. Proyecto SOLGAS (Estudio APAS) ... 29
3.1.2. Proyecto Colón Solar ... 29
3.1.4. CESA-2... 30
3.1.5. SOLMASS ... 30
3.2.CENTRALESHÍBRIDASSOLAR-BIOMASA ... 31
3.2.1. Borges ... 31
3.2.2. San Joaquin Solar 1&2 ... 31
3.2.3. Alba Nova ... 31
3.2.4. Biomasol ... 32
3.3.OTROSPROYECTOSDEHIBRIDACIÓNSINBIOMASA ... 32
3.3.1. Kuraymat ... 33
3.3.2. Ain Beni Mathar ... 33
3.3.3. Hassi R’Mel ... 35 3.3.4. Martin Solar ... 35 3.4.RECEPTORESHÍBRIDOS ... 35 3.4.1. Receptor ESOR ... 35 3.4.2. Sistema sundish ... 36 3.4.3. Sistema Biodish ... 36 3.4.4. Receptor Hyhpire ... 37
3.4.5. Receptor de Sandia National Labs ... 38
3.4.6. STC (INFINIA) ... 39
3
4. LA BIOMASA COMO FUENTE DE ENERGÍA ... 41
4.1.RESIDUOSSÓLIDOSURBANOS ... 42
4.1.1 Tratamiento de los residuos sólidos urbanos en España ... 45
4.1.2 Composición de los residuos sólidos urbanos ... 46
4.1.3 Procesos de recuperación energética ... 48
4.1.4 Digestión Anaerobia o Biometanización ... 49
4.1.5 Vertederos controlados y formación y extracción del biogás ... 53
4.1.6 Procesos pirolíticos ... 58
4.1.7 Gasificación ... 59
4.1.8 Incineración ... 61
4.1.9 Plasma ... 62
4.2.CULTIVOSENERGÉTICOS(IDAE,2007) ... 63
4.2.1 Características necesarias de los cultivos energéticos ... 64
4.2.2 Tipos de cultivos considerados ... 65
4.2.3 Cultivos forestales ... 65
4.2.4 Especies agrícolas ... 76
4 1. INTRODUCCIÓN
En este segundo capítulo se recogen los antecedentes. En primer lugar se realiza una presentación de los Sistemas de Receptor Central (SRC) en la que se describe la tecnología y se enumeran los principales mecanismos de pérdidas, tras ello se lleva a cabo una breve reseña de los proyectos llevados a cabo en el marco de la hibridación de Sistemas Termosolares de Concentración (STC), y finalmente se introduce el uso de biomasa como fuente de energía.
2. SISTEMAS DE RECEPTOR CENTRAL
En este apartado se hace en primer lugar una descripción de los STC y su aplicación a la producción de energía eléctrica. A continuación se describe en más profundidad un SRC convencional y los subsistemas que lo forman.
Los STC son, de forma general, sistemas de aprovechamiento de la energía solar en media y alta temperatura mediante la concentración de la radiación solar directa. La aplicación de los STC más común hoy por hoy es la generación de electricidad.
Dentro de las energías renovables, la energía solar térmica de concentración posee un importante potencial de uso en todos aquellos países que, como España, poseen un alto nivel de Radiación Directa Normal (DNI, Direct Normal Irradiance), en concreto en el Sur de España, la radiación global se sitúa en unos niveles en torno a 1800-2100 kWh/m2 anuales. Dicho potencial de uso, unido a las primas e incentivos que se establecieron en España en virtud del Real Decreto 661/2007 [1] para la electricidad generada mediante sistemas termosolares impulsaron el interés por este tipo de plantas.
5
Figura 1. Esquema general de una Central Energética Termosolar
La función del sistema concentrador es captar y concentrar la radiación solar sobre el receptor, donde la energía radiante se convierte en energía térmica (normalmente, en forma de aumento de entalpía de un fluido) que, finalmente, se convierte en otra forma de energía apta su utilización (por ejemplo, energía eléctrica) en el sistema de conversión de potencia. La existencia de almacenamiento térmico permite operar a las CT en períodos de ausencia de radiación solar. De estos cuatro sistemas, los dos primeros (concentrador y receptor) son específicos de una CT, constituyendo lo que frecuentemente se denomina campo solar, mientras que los sistemas de conversión de potencia y almacenamiento pueden considerarse convencionales.
6
Desde el punto de vista tecnológico, y atendiendo a las características de la parte solar, existen diversos STC, de los cuales destacan por su grado de desarrollo los siguientes:
Sistemas de canal parabólico. Fresnel
Discos parabólicos.
Sistemas de receptor central.
Los dos primeros concentran la radiación solar en dos dimensiones, mientras que los dos últimos lo hacen en tres dimensiones, pudiendo alcanzar por ello mayores relaciones de concentración y por tanto mayores temperaturas de operación.
Figura 2. Configuraciones más habituales de los sistemas de concentración solar por reflexión en CT
7
Gemasolar; los discos parabólicos se encuentran en una etapa cercana a la comercialización y en cuanto a la tecnología de Fresnel cabe decir que se encuentran aún en un estado de demostración tecnológica
2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DE UN SISTEMA DE RECEPTOR CENTRAL
Un SRC es un sistema termosolar de concentración en el que el sistema colector está compuesto por un grupo, más o menos numeroso, de concentradores individuales llamados helióstatos, que dirigen la radiación solar concentrada hacia un receptor central, normalmente situado a una cierta altura sobre el suelo en una torre.
Los componentes principales de un SRC son:
El sistema concentrador o campo de helióstatos. El receptor.
La torre.
El sistema de control.
Además de los anteriores, en una CT de receptor central existen otros componentes o subsistemas, como son:
El sistema de almacenamiento térmico (puede no existir). El sistema de producción de potencia.
El sistema auxiliar.
A continuación se hace una descripción más detallada de los componentes enumerados anteriormente.
2.1.1. Campo de Helióstatos
Su función es la de concentrar la radiación solar y redirigirla hacia el receptor. Es el elemento más característico de una CT y constituye en torno al 50% de los costes totales de la planta.
El diccionario de la Real Academia de la Lengua define helióstato como:
8
Esta definición no es del todo adecuada, tal como se especifica en [2], ya que el término “utilización calorífica” no recoge exhaustivamente la aplicación de los helióstatos.
El helióstato está formado por una superficie reflectante (un espejo), una estructura soporte (formada por cerchas metálicas normalmente), un pedestal de cimentación, unos mecanismos de movimiento (servomecanismos) y un sistema de control (Figura 3).
Figura 3. Componentes de un helióstato
La superficie reflectante está formada normalmente por espejos de vidrio aunque también se han empleado superficies reflectantes de películas poliméricas de alta reflectancia. El mayor inconveniente para la introducción de esta última tecnología es su menor durabilidad.
9
Figura 4. Helióstato de 120 m2 diseñado por Solúcar S.A. para la planta PS10
Los helióstatos de las primeras plantas de demostración se construyeron con espejos de vidrio sustentados en una estructura metálica (tecnología de vidrio-metal). A mediados de la década de 1980 se desarrollaron los primeros prototipos de helióstatos de membrana tensionada. Aunque estos últimos crearon grandes expectativas por su potencial de reducción de costes, los avances más significativos en este campo se han dado con helióstatos de vidrio-metal, debido principalmente al abaratamiento de los espejos y a la optimización de componentes.
La disposición de los helióstatos sobre el terreno responde a criterios técnico-económicos que tienen en cuenta el efecto de las sombras y bloqueos, la altura de la torre y los costes del terreno entre otros. Los dos tipos de campo de helióstatos corresponden al denominado campo sur o campo norte, según se encuentre en el hemisferio norte o sur, y al campo circular, especialmente favorable en zonas con latitud baja (Figura 5).
10
Un desarrollo de gran interés potencial es el helióstato autónomo, desarrollado en la Plataforma Solar de Almería. Este helióstato se alimenta con la energía producida por un pequeño panel fotovoltaico instalado sobre su estructura y se controla vía radio, lo que elimina la necesidad de cableados de potencia y control del campo de helióstatos, con la consiguiente reducción de costes.
2.1.2. Receptor Solar
El receptor de una CT de receptor central es el dispositivo donde se produce la conversión de la radiación solar concentrada en energía térmica, la cual en la mayoría de los casos se traduce en aumento de entalpía de un fluido.
Las dimensiones del receptor deben permitir además de un rendimiento termodinámico aceptable, un reparto de flujo de radiación incidente en su superficie lo suficientemente homogéneo como para que no se produzcan picos de flujo superiores a los que el material del receptor puede soportar sin perjudicar a su vida útil, y posibilitar a su vez que el desbordamiento de radiación en los contornos del receptor, efecto que en inglés se denomina “spillage”, sea mínimo. El receptor solar está formado fundamentalmente por: la superficie absorbente, la estructura soporte, tuberías de interconexión entre paneles, colectores exteriores e interiores, revestimiento de material aislante y por último, el sistema de control. A lo largo de la breve historia de la tecnología de SRC, se han propuesto, diseñado, construido y ensayado un gran número de receptores de diversas características geométricas y operativas con distintos fluidos de trabajo.
Desde el punto de vista de la geometría del receptor se puede hablar de dos configuraciones diferentes, receptor externo y receptor de cavidad, mostradas en la Figura 6.
11
En los receptores exteriores, la radiación solar reflejada por el campo de helióstatos incide directamente sobre la superficie absorbente, mientras que en los receptores de cavidad, la radiación pasa a través de una apertura a una zona hueca en forma de caja, antes de llegar a las superficies absorbentes.
Las principales ventajas e inconvenientes entre receptores externos y de cavidad son las siguientes:
Las pérdidas por radiación, en general, son mayores para los receptores externos que para los de cavidad. Esto es así ya que los paneles absorbentes de los receptores externos tienen mayores factores de forma hacia el entorno. De la misma forma, las pérdidas por reflexión también son mayores para un receptor externo.
Las pérdidas por desbordamiento o “spillage” (debidas al desbordamiento del flujo incidente sobre la superficie receptora) son generalmente mayores en los receptores de cavidad. El volumen del receptor, así como el número de componentes y sus costes son mayores para los receptores de cavidad. Pero por otro lado al ser más voluminosos, los receptores de cavidad son más adiabáticos que los externos, reduciéndose de esta forma los transitorios al cambiar las condiciones de contorno (por ejemplo el paso momentáneo de nubes que atenúan la radiación solar).
Otro modo de clasificación de los receptores se realiza en función del mecanismo de transferencia de calor, distinguiendo así entre los receptores de absorción directa (DAR) y de absorción indirecta, contando entre ellos los receptores de tubos, los de placa y los receptores volumétricos, ya sean atmosféricos o presurizados.
12
Figura 7. Transferencia de calor en receptores tubulares y volumétricos.
Por último, es posible distinguir los receptores según el fluido de trabajo. Hasta ahora los fluidos caloportadores empleados en un SRC han sido fundamentalmente los que se enumeran a continuación:
1) Agua/vapor: Es el medio de transporte de calor más usado en la industria. A la salida del receptor el vapor puede encontrarse o bien, en condiciones de vapor saturado o sobrecalentado, en función del diseño de la central. La gran ventaja del uso de este fluido de trabajo es que tras alcanzar las condiciones de diseño en el receptor, el vapor se expande directamente en la turbina sin necesidad del uso de intercambiadores intermedios.
2) Sales fundidas: Normalmente son mezclas binarias de nitrato de sodio y potasio. Se trata de un fluido caloportador relativamente barato y no tóxico. Las sales fundidas son un medio adecuado como fluido de trabajo en el receptor y como fluido de almacenamiento térmico, ya que es un fluido estable hasta los 565ºC aproximadamente y permanecen en estado líquido hasta unos 245ºC. Hay una precaución a tener en cuenta relacionada con el hecho de la alta temperatura de solidificación mencionada anteriormente, debiéndose tomar por tanto las oportunas medidas para evitar la solidificación del fluido en tuberías, intercambiadores y depósito de almacenamiento.
13
los que usan otros fluidos de trabajo. La operación con sodio es similar a la de sales fundidas, siendo estable en estado líquido hasta unos 540ºC y con punto de fusión en unos 98ºC. El problema del sodio es su alta reactividad con el aire y el agua, por tanto deben extremarse las medidas de seguridad para evitar escapes de sodio a la atmósfera. Debido a su peligrosidad el sodio líquido está en desuso hoy en día.
4) Aire: Ha sido el último fluido de trabajo en incorporarse al uso en receptores solares. Se emplea tanto en receptores tubulares como volumétricos, alcanzando mejores eficiencias en este segundo tipo. Su gran ventaja es la facilidad de operación y mantenimiento de los diferentes equipos, así como la alta temperatura (hasta unos 1200ºC) que puede llegar a alcanzar el aire a la salida del receptor.
2.1.3. La Torre
Para asegurar un buen rendimiento geométrico del campo de helióstatos, el receptor solar se debe instalar a una cierta altura sobre dicho campo. Esto se consigue, entre otros, situando el receptor en una torre, que puede ser de hormigón o acero. Su altura es uno de los parámetros más importantes en el proceso de optimización del campo solar, dado que siempre existe un óptimo técnico a partir del cual, un incremento en la altura de la torre perjudica los rendimientos generales del campo. Puede existir además un óptimo económico que delimite una altura de torre inferior a la determinada por el óptimo técnico, ya que es posible llegar a un punto a partir del cual, el coste añadido a una altura de torre superior no compense el ahorro provocado por una mejora del rendimiento general del campo [4].
2.1.4. Sistema de Control
14
2.1.5. Sistema de Almacenamiento Térmico
Los sistemas de almacenamiento térmico de energía se caracterizan porque tanto las entradas energéticas como las salidas del sistema son en forma de energía térmica. La posibilidad de contar con estos sistemas, a los que derivar energía térmica producida en el campo solar durante las horas de sol para su posterior utilización, es una de las características diferenciales de las CT que facilitan su gobernabilidad en un amplio sentido.
Tradicionalmente se han propuesto tres tipos de sistemas de almacenamiento: sistemas basados en calor sensible, en calor latente y en energía termoquímica. El almacenamiento térmico suele ser el sistema de almacenamiento más empleado, pudiendo implementarse de dos formas: almacenamiento directo, en el cual el fluido de trabajo del receptor es el mismo que el medio de almacenamiento, o almacenamiento indirecto, en el que se usan diferentes fluidos de trabajo para el receptor y para el almacenamiento.
Los sistemas basados en calor sensible almacenan la energía térmica captada en el receptor en un medio con buenas propiedades para almacenar el calor sensible en un volumen dado. Como medio de almacenamiento se puede emplear un sólido, un líquido o una combinación de ambos, en algunas combinaciones duales. Los materiales líquidos más empleados, citados en orden ascendente de temperatura de almacenamiento son: agua/vapor, aceites naturales o sintéticos, las sales fundidas y los metales líquidos.
También se usa como medio de almacenamiento térmico el aire (normalmente cuando se emplean receptores volumétricos), usándose junto con materiales con baja conductividad térmica como son rocas, arenas o ladrillos cerámicos.
Sistemas basados en calor latente: El calor latente asociado a los cambios de fase de una sustancia es otra manera potencial de almacenar calor. La temperatura, prácticamente constante, a la que se da el cambio de fase de la sustancia usada para el almacenamiento térmico, tendrá que ser compatible con los requerimientos de la planta, es decir tendrá que darse a una temperatura tal que permita la producción de vapor en las condiciones de diseño.
15
reversible, ya que la energía térmica se almacena en forma de calor de solución); los compuestos inorgánicos y las mezclas eutécticas; y los metales y sus aleaciones.
Hay varios factores que afectan negativamente a este tipo de almacenamiento. Desde el momento en que se produce el cambio de fase el sistema se vuelve muy complicado, difícilmente controlable y en algunos casos irrealizable. La utilización de intercambiadores de calor más complejos hace que se encarezca la el sistema considerablemente si se compara con los sistemas de almacenamiento en calor sensible.
Como argumento positivo, se puede decir que el tamaño de los sistemas de almacenamiento sería considerablemente menor que el necesario para acumular la misma cantidad de energía en forma de calor sensible.
El almacenamiento termoquímico está basado en reacciones químicas reversibles con un alto carácter endotérmico en el sentido de la carga, o la síntesis solar de combustibles como el hidrógeno, o el carburo de silicio y de calcio. Una característica atractiva del almacenamiento termoquímico es la posibilidad de almacenar y transportar los constituyentes del sistema a temperatura ambiente, es decir, el calor de alto grado puede almacenarse a temperatura ambiente.
2.1.6. Sistema de Producción de Potencia
El sistema de generación de energía eléctrica de una planta solar de receptor central consta fundamentalmente de los mismos elementos de los que consta el mismo sistema en una planta convencional que trabaja con ciclo Rankine, es decir: grupo de turbina de vapor, condensador, bombas de recirculación del vapor condensado y la caldera de producción de vapor, elemento, éste último, que en una planta solar se sustituye total o parcialmente por el receptor solar.
Las condiciones transitorias de operación que se producen en un SRC, debido a la variación de la intensidad de la radiación solar, hacen que la turbina además de trabajar con rendimientos bajos, sufra un gran desgaste, por lo que es importante realizar los correctos mantenimientos de la misma.
2.1.7. Sistema Auxiliar
16
componentes proporcionan una ayuda a los principales componentes de la planta para que realicen sus funciones de una manera eficiente, fiable y segura. Algunos de estos componentes auxiliares son:
Sistema de aire comprimido.
Sistema de protección contra incendios. Equipos de refrigeración.
Suministro y almacenamiento de agua. Suministro auxiliar de potencia.
2.2. BALANCE ENERGÉTICO DE UN SISTEMA DE RECEPTOR CENTRAL
En este apartado se van a analizar las pérdidas asociadas a los diferentes procesos que tienen lugar en un SRC genérico, con el fin de conocer el balance de energía del sistema completo.
Los principales procesos son:
Captación de la radiación solar por el campo de helióstatos
Transmisión de la radiación solar a través de la atmósfera hasta el receptor
Absorción de la radiación solar concentrada en el receptor Conversión fototérmica en el absorbente
Conversión de la energía térmica en mecánica Generación de electricidad
2.2.1 Pérdidas en la captación
El rendimiento del campo de helióstatos suele denominarse rendimiento óptico y representa el cociente entre la energía neta captada por el receptor y la energía total irradiada por el sol, calculada como la irradiación solar total por la superficie colectora.
Las pérdidas que dan lugar a dicho rendimiento óptico pueden englobarse en dos grupos: pérdidas geométricas y pérdidas por reflectividad.
17
Estas pérdidas vienen determinadas por los siguientes factores:
Factor coseno: Cuantifica las pérdidas causadas por la inclinación del eje óptico
del helióstato con respecto a la trayectoria de los rayos solares, lo que se traduce en una reducción del área visible proyectada por el sol. Estas pérdidas son proporcionales al coseno del ángulo que forman la normal a la superficie reflexiva que pasa por la rótula que posibilita el movimiento de giro en dos ejes del helióstato, con la dirección de incidencia de la radiación directa (Figura 8). Las pérdidas por factor coseno son las mayores pérdidas que se producen en el campo solar, siendo su valor medio del orden del 20% de la potencia reflejada por el campo de helióstatos.
Figura 8. Factor coseno
18
Figura 9. Distribución del valor medio anual del factor coseno en función de la distancia a la torre para un campo situado en el hemisferio Norte
Como se puede observar en la Figura 10, el factor coseno de los helióstatos situados al sur de la torre es menor que el de los situados al norte de la misma. Esto es debido a que al estar el campo situado en el hemisferio Norte, el área reflexiva útil de los helióstatos situados al norte de la torre es mayor que la de aquellos situados al sur de la misma. Este hecho se puede observar claramente en la Figura 10.
19
Pérdidas por sombras: Engloban tanto las producidas por las sombras que unos
helióstatos proyectan sobre otros (Figura 11), como la proyectada por la torre y cualesquier otro elemento sobre los helióstatos. Causan también una reducción del área útil reflexiva y también son función de la posición del sol y, por tanto, de la hora del día para cada día del año.
Figura 11. Pérdidas debidas a la sombra que un helióstato proyecta sobre otro
Pérdidas por bloqueos: Cuantifican la fracción de radiación solar reflejada por
los helióstatos que no alcanza el receptor al resultar bloqueada la radiación reflejada por helióstatos vecinos. Como en los casos anteriores, este efecto también depende del instante considerado.
Figura 12. Pérdidas debidas al bloqueo que un helióstato realiza sobre otro
20
Las pérdidas por reflectancia se deben a que los helióstatos no reflejan de forma especular la totalidad de la radiación solar que incide sobre su superficie reflectante, ya que por un lado, parte de dicha radiación es absorbida por el vidrio, y por otro lado una fracción de la radiación incidente será reflejada de forma difusa.
La razón entre radiación incidente y su imagen especular se denomina reflectancia especular, y depende de la longitud de onda de la radiación incidente. Para la cuantificación de este factor se emplea un valor medio ponderado por el espectro solar. Además de la longitud de onda de la radiación incidente, la reflectancia depende también del material usado como superficie reflectante, así como de factores dependientes del entorno, como la cantidad de polvo en el ambiente que puede sedimentar y la frecuencia de lluvias. La limpieza y mantenimiento de los helióstatos contribuyen de forma importante a que sus valores de reflectividad sean altos. El valor medio de reflectancia especular es próximo al 94% para los espejos de bajo contenido en hierro empleados en estas aplicaciones.
2.2.2 Pérdidas en la transmisión a través de la atmosfera
La radiación solar reflejada por el helióstato sufre una atenuación en su camino entre la superficie reflectante y el receptor (Figura 13). Dicha atenuación se debe a procesos de absorción por parte del H2O y CO2 presentes en la atmósfera. Esta atenuación, que depende de las condiciones atmosféricas al nivel de la superficie, será mayor cuanto mayor sea la distancia que recorre la radiación reflejada, y la turbiedad del aire entre los heliostatos. Aunque estas pérdidas son muy variables y difíciles de cuantificar, pueden constituir el 5 % de la radiación reflejada en una central como PS10.
21
2.2.3 Pérdidas en la captación de la radiación solar concentrada en el receptor
Pérdidas por desbordamiento de flujo: El desbordamiento de flujo consiste en
la fracción la radiación reflejada por el campo de helióstatos que no alcanza la superficie absorbente, cuantificado con el denominado factor de desbordamiento, o en inglés “spillage”. En la Figura 14 puede apreciarse el exterior de una cavidad iluminado por el flujo circundante al receptor.
Figura 14. Pérdidas por desbordamiento de flujo [3]
A continuación se enumeran los factores que producen un desbordamiento de flujo.
Dispersión del haz de rayos reflejados por el campo de helióstatos. Esta dispersión se debe tanto a la reflexión como a la refracción de la radiación producida por partículas en suspensión en el ambiente.
Errores en el seguimiento del movimiento del sol por parte de los heliostatos
Errores de pendiente.
Este error se debe a dos factores diferentes: estructural (errores en la conformación de la superficie reflectiva), ondulación superficial o waviness (la superficie del espejo no es completamente lisa).
22
valor de esta desviación será igual a dos veces la desviación angular que sufre la normal de la superficie reflectiva respecto a la ideal.
Figura 15. Esquema descriptivo de los conos de error en los sistemas ópticos [6]
Se puede considerar que la desviación angular que sufre la normal de una superficie reflectiva en un punto respecto a la dirección teórica, se comporta de manera aleatoria, siguiendo una ley de probabilidad gaussiana. Así pues, el error óptico se expresa como la desviación típica de la desviación angular de la normal de la superficie reflectiva en un punto, si se mide en rayo incidente. Si se expresa el error en rayo reflejado, el valor será dos veces el error óptico en rayo incidente, tal como se deduce de la figura anterior.
Tanto el error en el seguimiento del sol como el error de pendiente se denominan errores ópticos y constituyen la fuente de error que afecta a la calidad óptica del helióstato.
En primer lugar es necesario realizar la distinción entre fuentes de error y el efecto de estos errores. Una fuente de error puede ser un golpe en el motor de seguimiento del heliostato y el efecto corresponderá a la magnitud de la distorsión en la imagen reflejada sobre el receptor. El efecto de las fuentes de error dependerá de la posición relativa entre el sol, el heliostato y el receptor. Por este motivo, para un campo dado, una fuente constante de error puede producir un efecto variable sobre la imagen reflejada en diferentes instantes del año.
23
desbordamiento, receptores más pequeños y menores pérdidas por radiación y convección en el receptor. Existen dos métodos para reducir la influencia del tamaño de los heliostatos: enfoque y canteo
Enfoque (Figura 16.B): Los heliostatos tienen una curvatura parabólica de manera que los rayos provenientes del centro del sol reflejados por cualquier punto del heliostato inciden sobre el mismo punto del receptor.
En cambio un heliostato canteado (Figura 16.C) se divide en un número de facetas, cada faceta está desplazada respecto a las demás de manera que los rayos del centro del sol reflejados por puntos análogos de diferentes facetas inciden sobre el mismo punto.
Un enfoque perfecto determina la menor imagen sobre el receptor ya que se elimina la influencia del tamaño del heliostato. Por otro lado un canteo perfecto reducirá la influencia del tamaño del heliostato a una única faceta. Cuanto mayor sea el número de facetas, para un tamaño dado de heliostato, menor será la contribución del tamaño del heliostato sobre la imagen obtenida.
24
Figura 16. Esquema de las imágenes formadas por un heliostato: (A) Plano (B) Enfocado (C) canteado [DELSOL]
Existen dos modos de realizar el enfoque o canteo. El primero de ellos consiste en darle una curvatura simétrica “on-axis”. En este caso, el heliostato estará perfectamente enfocado o canteado en el instante en que el centro del sol, la normal del heliostato y el centro del receptor estén alineados. Cuando el sol se encuentre en cualquier otra posición se producirán aberraciones “off-axis”.
La segunda posibilidad consiste en llevar a cabo una curvatura asimétrica de modo que el heliostato esté perfectamente enfocado o canteado para una posición concreta del sol en la que no se encuentre alineado con heliostato y receptor, instante definido por el día y la hora de canteo. Este tipo de enfoque o canteo denominado “off-axis” producirá aberraciones “off-axis” cuando el sol se encuentre en una posición distinta a la especificada para el canteo.
25
Otro factor que afecta a la imagen obtenida sobre el receptor consiste en la estrategia de apunte del campo de heliostatos. A continuación se enumeran las diferentes estrategias posibles.
Un único punto de apunte (Figura 17.c). Todos los heliostatos apuntan al centro del receptor. Esta opción es la que produce el valor máximo de flujo en el receptor.
Apunte en una dimensión (Figura 17.d). Las imágenes de los heliostatos se alinean en una dirección centrada sobre el receptor. Esta opción reduce tanto el máximo flujo que se alcanza en el receptor como el gradiente. Como el tamaño de las imágenes de los heliostatos variará con el tiempo, el número y la posición de puntos de enfoque situados sobre la línea de apunte también variarán a lo largo del tiempo.
Apunte en dos dimensiones (Figura 17.e). Esta opción es similar a la anterior con la diferencia de que el apunte se realiza sobre dos direcciones centradas en el receptor. En este caso el desbordamiento podría verse aumentado.
(a) (b)
(c) (d) (e)
Figura 17. Estrategias de apunte. (a) Imagen de un heliostato interior (b) Imagen de un heliostato exterior (c) Un único punto de apunte (d) Apunte en una dimensión (e) Apunte en
26
Otro de los factores que afectan al desbordamiento de flujo consiste en la necesidad de distribuir el flujo de radiación incidente en el receptor para evitar picos de flujo superiores a los que el material del receptor puede soportar.
Existen otros factores que afectarán al desbordamiento como son las deformaciones y desviaciones de la torre.
Este factor puede oscilar entre el 3 % y el 15 % de la radiación reflejada por el campo de helióstatos, dependiendo entre otros factores de cuál sea la estrategia de apunte del campo de helióstatos. En la Figura 18 puede apreciarse el exterior de una cavidad iluminado por la parte de la radiación reflejada por el campo de helióstatos que no alcanza la superficie absorbente.
Figura 18. Pérdidas por desbordamiento de flujo [3]
2.2.4 Pérdidas en la conversión fototérmica
La conversión de energía radiante en energía térmica tiene lugar en el receptor, donde se producen una serie de pérdidas:
Pérdidas por radiación: Las pérdidas por radiación pueden desglosarse en
pérdidas por reflexión, que dependen de la absortividad de la superficie absorbente (la fracción no absorbida será reflejada hacia el exterior) y pérdidas por emisión, que dependen de la temperatura y de la emisividad de la superficie absorbente.
Pérdidas por convección: Son las que se producen desde la superficie absorbente
27
Pérdidas por conducción: Se producen desde el absorbente a los elementos
estructurales y auxiliares en contacto con el receptor, también proporcionales a la diferencia de temperatura entre el absorbente y estos elementos.
El rendimiento del receptor en un instante concreto queda determinado por el cociente entre la potencia térmica que incide sobre él, y la potencia térmica aportada al fluido de trabajo. El valor medio anual para dicho rendimiento se sitúa en torno al 90 %.
2.2.5 Pérdidas en la parte convencional y autoconsumos
Estas pérdidas engloban las producidas en generadores de vapor (de existir), intercambiadores de calor, turbina, alternadores, etc. Los llamados autoconsumos o consumos propios recogen la energía eléctrica necesaria para el funcionamiento de la central (accionamiento de bombas y motores, traceado de existir, etc.)
2.2.6. Balance Energético Global
28
Figura 19. Ejemplo de balance energético global en la operación anual de un SRC [5]
Por tanto, según lo mostrado en la figura anterior, de toda la potencia térmica captada por el campo de helióstatos, aproximadamente un 16.5 % se transforma en potencia eléctrica, el resto de potencia térmica que entra al sistema se disipa al ambiente.
3. LA HIBRIDACIÓN EN SISTEMAS TERMOSOLARES DE CONCENTRACIÓN
El interés acerca del potencial de la hibridación entre la energía solar térmica de concentración y otras fuentes de energía comienza en España a mediados de los años 90 con los proyectos Solgas y Colón Solar y posteriormente con los proyectos Sirec y CESA-II entre otros.
29
biomasa de la tecnología de CCP. Tras ello, debido a que se trata de centrales recientemente construidas o en fase de construcción, se enumeran las centrales de ciclo combinado con aporte de energía solar. Finalmente se realiza un recorrido por los diferentes receptores híbridos estudiados hasta la fecha, en los que la hibridación se realiza directamente sobre el receptor.
3.1. HIBRIDACIÓN DE SISTEMAS DE RECPETOR CENTRAL
3.1.1. Proyecto SOLGAS (Estudio APAS)
Este proyecto, promovido por SODEAN, consistió en un estudio de viabilidad de una planta de cogeneración basada en un ciclo combinado al que se aportaba calor de proceso obtenido a partir de un sistema de receptor central, [8] [9].
El Proyecto SOLGAS se desarrolló de enero a diciembre de 1995.
3.1.2. Proyecto Colón Solar
El proyecto Colón Solar estudió la viabilidad de la integración de la energía solar en una planta de combustible fósil ya existente (Grupo I de la Central Térmica Cristóbal Colón, Huelva) [10].
Para ello se realizó el diseño de una planta termosolar de receptor central y la modificación del ciclo convencional existente para permitir el uso combinado de recursos fósiles y solar.
El proyecto Colón-Solar fue presentado al Programa Thermie de la Comisión Europea, que aportó fondos para su desarrollo, promovido principalmente por la compañía Sevillana de Electricidad. Proyecto que comenzó el 1 de noviembre de 1996 y tuvo su fin en abril de 1998.
La turbina de gas de 43 MWe de potencia nominal funcionaba a plena carga en condiciones normales. La caldera de recuperación era de doble presión, existiendo dos quemadores adicionales para facilitar el control del flujo de vapor hacia la turbina de vapor en los distintos modos de operación o cuando se producían cambios bruscos en la radiación solar. La turbina de vapor, de 30 MWe de potencia nominal, era de dos etapas.
30
reflectiva cada uno. El receptor, de 21,8 MWt de potencia térmica nominal, era de vapor de agua saturado, y estaba situado a 109 m sobre el nivel del suelo.
El proyecto de ejecución realizado alcanzó un gran nivel de detalle en lo que se refiere a los elementos no convencionales, como son el helióstato y el receptor. Su análisis económico estaba basado en ofertas en firme para el suministro de los distintos paquetes o subsistemas que configuran la planta, presentadas por empresas de reconocida solvencia.
3.1.4. CESA-2
En este proyecto, finalizado en Noviembre de 2003, aparece el concepto de hibridación con biomasa en particular para un sistema de receptor central. El trabajo consistió en la realización del proyecto básico de una central híbrida solar biomasa, empleando una caldera de biomasa como apoyo a los periodos donde la radiación solar no es suficiente.
3.1.5. SOLMASS
El proyecto Solmass es el proyecto de una planta piloto basado en la tecnología de receptor central con una potencia eléctrica 4 MW, que cuenta con sistema de almacenamiento térmico e hibridación con biomasa [11]. Este proyecto fue diseñado para convertirse en una platarforma de desarrollo y dar soporte a otros proyectos internacionales de I+D. En este proyecto se planteaba explorar el potencial de la biomasa a través de la combustión o bien de la gasificación.
31
3.2. CENTRALES HÍBRIDAS SOLAR-BIOMASA
A continuación se describen los proyectos de hibridación con biomasa para la tecnología de CCP y Fresnel. Las centrales de Borges y San Joaquin son proyectos en vía de construcción, en cambio Alba Nova y Biomasol son estudios realizados en el marco de la hibridación.
3.2.1. Borges
El proyecto termosolar Borges, situado en el T.M. de Borges Blanques (Lleida), atiende a la construcción de una central termosolar de 22,5 MWe de potencia autorizada a red, de tecnología cilindro parabólica e hibridación con biomasa, que entrará en funcionamiento en Enero de 2013 y se convertirá en la primera instalación mundial en combinar tecnología termosolar de concentración con una unidad de biomasa. La central generará una potencia anual de unos 98 GWh, a partir de:
La irradiación solar recibida en un campo solar de 336 captadores con 181000 m2 de área total de apertura de los espejos.
La energía térmica útil transferida al HTF y producida en una unidad de combustión de biomasa de 37 MWt de potencia.
Un rendimiento eléctrico del ciclo Rankine próximo al 37%.
3.2.2. San Joaquin Solar 1&2
Los proyectos San Joaquin Solar 1 y 2 consisten en dos centrales termosolares, con una potencia neta generada máxima de 53.4 MW cada una, situadas en California. Ambas se componen de un campo solar diseñado para proporcionar esos 53.4 MW netos, más una caldera de biomasa diseñada para generar 40 MW netos. La generación desde la caldera de biomasa estará subordinada a la procedente del campo solar, utilizándose en los períodos de nula radiación solar, así como para apoyar durante el inicio y el final del día.
3.2.3. Alba Nova
32
El sistema de almacenamiento de Alba Nova 1 permite homogenizar y optimizar la producción de electricidad y eliminar los riesgos inherentes de la utilización de un sistema de almacenamiento a base de sales fundidas.
3.2.4. Biomasol
El proyecto Biomasol es el proyecto de una planta piloto que combina la tecnología cilindro parabólica con dos calderas de biomasa para alimentar a un ciclo Rankine de 2MWe. Las dos calderas están situadas en el lado del vapor, una en serie, y otra en paralelo con el generador de vapor solar [12], [13].
El tipo de biomasa escogida como combustible es la biomasa forestal, debido a su bajas fracciones de cloro, lo que permite alcanzar una mayor temperatura máxima en la caldera que si se utilizasen residuos de la poda de olivo. Se estimó una demanda anual aproximada de 5000 toneladas de biomasa forestal.
3.3. OTROS PROYECTOS DE HIBRIDACIÓN SIN BIOMASA
Cabe destacar especialmente las centrales de ciclo combinado con aporte de energía solar denominadas comercialmente con el acrónimo ISCC (Integrated Solar Combined Cycle). A continuación se muestra una tabla con un listado de las centrales de ciclo combinado con hibridación solar, posteriormente se detallan algunas de estas ISCCs.
Tabla 1. Listado de centrales ISCC
Proyecto ISCC Ubicación Tecnología Potencia (MWe)
Contribución solar (MWe) Kuraymat Egipto Canal Parabólico 140 20
Victorville California Canal Parabólico 563 50
Palmdale California Canal Parabólico 617 62
Ain Beni Mathar Marruecos Canal Parabólico 472 20
Hassi R’Mel Algeria Canal Parabólico 130 25
Yazd Irán Canal Parabólico 430 67
Martin Solar Florida Canal Parabólico 480 75
33
3.3.1. Kuraymat
Central de generación de energía eléctrica de Ciclo Combinado Híbrido (CCH) cuya construcción se inició en enero del 2008 y entró en operación en agosto de 2010. La planta ISCC de Kuraymat es flexible en cuanto a operación, diseñada para trabajar en dos modos de funcionamiento: durante la noche como un ciclo combinado (CC) convencional de gas natural y durante el día como un ciclo convencional al que se le añade la aportación exergética procedente del sol de 50 MWt nominales.
El CC está formado principalmente por una turbina de gas tipo 6FA de General Electric de 74 MWe (a 20ºC de temperatura ambiente) y una turbina de vapor de SIEMENS de 80 MWe. La potencia total de diseño son 150 MWe, (para un aporte solar de 100 MWt), de los que 110 MWe procederán del gas y 40 MWe de la aportación solar, pudiendo alcanzar un rendimiento energético de diseño próximo al 68%, (unos 10 puntos porcentuales por encima de los CC convencionales más modernos). La producción neta de electricidad se estima en unos 852 GWh por año, con una energía solar aportada de 33 GWh por año, es decir, un margen de contribución solar del 4%.
El Gobierno Egipcio y la división para energías renovables New Renewable Energy Authority (NREA), adjudicaron a IBERDROLA Ingeniería y Construcción SAU, el contrato tipo EPC (Engineering Procurement and Management) del CC de gas y su integración con un Campo Solar. El emplazamiento está situado en Kuraymat, a 95 km al sur de El Cairo y a 2,5 km al este del rio Nilo, en una zona plana y prácticamente deshabitada en pleno desierto, con una radiación anual acumulada que alcanza entorno a los 2400 kWh/m2/año.
3.3.2. Ain Beni Mathar
La central ISCC Ain Béni Matar es la central de ciclo combinado con aporte de energía solar más potente del mundo y comenzó a funcionar en abril del año 2010. Está implementada con dos turbinas de gas y una turbina de vapor. La central está situada en Ain Béni Matar, aproximadamente a 90 km del sur de Oujda (Marruecos), cerca del límite con Algeria [14].
34
la ingeniería para el proyecto de Ain Béni Mathar en Marruecos se concedió a FICHTNERSOLAR en septiembre de 2000, después de una licitación pública internacional. El contrato de EPC y O&M fue firmado entre ONE y Abengoa en febrero de 2008. Al mismo tiempo, el contrato para la asistencia técnica durante la construcción del proyecto y puesta en marcha fue firmado entre ONE y FICHTNERSOLAR.
En el modo de operación del día de diseño (medio día solar del 21 de marzo, DNI de 700 W/m2 y temperatura ambiente de 15 ºC) la isla solar generará alrededor de 58,7 MW de potencia a una temperatura de 393 ºC, lo que permite a la central generar 472,3 MWe netos. Sin el aporte solar, la planta generaría 450,2 MWe. Además, la diferencia entre la operación en el día de referencia durante el día y durante la noche es de 22,1 MWe [9]. La radiación anual acumulada que se alcanza está en torno a 2350 kWh/m2.
Cuando las dos turbinas de gas trabajan a plena carga, los dos generadores de vapor de recuperación de calor (HRSG, según sus siglas en inglés) reciben cada uno aproximadamente 504 kg/s de gas de combustión (de las turbinas de gas) a una temperatura aproximada de 510 ºC. El gas de combustión sale de los HRSG a aproximadamente 100 ºC. La central incluye dos turbinas de gas tipo ALSTOM GT13E con generadores de 155 MWe de capacidad nominal cada uno a 15 ºC de temperatura ambiente de bulbo seco. Estas turbinas de gas queman alrededor de 9.6 kg/s de gas natural, por lo que requieren de 490 kg/s de aire para la combustión del gas [9]. A continuación se muestra un esquema del concepto general de funcionamiento de esta central:
35
3.3.3. Hassi R’Mel
La central híbrida de ciclo combinado sol-gas ubicada en Hassi-R'mel, Argelia, está en operación desde julio de 2011.
La central es de tecnología solar híbrida de ciclo combinado con turbina de gas de 130 MW, de los que 20 MWe proceden de un campo solar compuesto de 224 captadores cilindro parabólicos que emplean como fluido caloportador el aceite térmico y abarcan una superficie reflectante de 180000 m2[15].
3.3.4. Martin Solar
Florida Power and Light y su filial NexEra Energy, inauguraron en marzo de 2011 la primera central termosolar hibrida de Florida, en el Norte de América. El campo solar que ocupa cerca de 250 hectáreas se construyó junto a una central ya existente de gas natural en Martin, Florida. La central termosolar aporta el equivalente a 75 MWe y el vapor producido en la instalación se incorpora a la central de ciclo combinado de gas natural. La energía eléctrica generada a partir de la energía aportada por la parte solar de esta instalación será de 155 GWh y la reducción provocada en la emisión de gases de efecto invernadero será de cerca de 2 millones de toneladas durante 30 años de operación si comparamos con la parte de gas natural sustituido por la energía solar en la misma central [16].
3.4. RECEPTORES HÍBRIDOS
En este apartado se realiza una revisión de aquellos receptores sobre los que se realiza directamente la hibridación [17], [18], [19].
3.4.1. Receptor ESOR
La empresa JPL desarrolló un receptor tubular híbrido en la década de los 70, en el que los tubos del absorbedor se incluían en una matriz de cobre formando un absorbedor cónico [18]. En 1981 se probó en laboratorio, empleando un sistema de combustión de gas natural, pero surgieron problemas debido a la distinta dilatación de los materiales de la matriz y de los tubos del absorbedor.
36
en 16000 horas de operación para una temperatura nominal del gas de 760 ºC. A continuación se muestra una imagen del receptor ESOR.
Figura 22. Receptor ESOR.
3.4.2. Sistema sundish
En septiembre de 1999, se instaló en Arizona un sistema de segunda generación con una potencia neta nominal de 22 kW. El sistema fue diseñado por Sundish Sciente Applications International Corp. (SAIC) y MCI Power, Inc. El receptor se diseñó para funcionar con biogás en ausencia de radiación solar. Éste consiste en un receptor tubular con forma de cono truncado dividido en cuatro secciones. Cada uno unido a un cilindro del motor STM 4-120. El sistema de combustión para la operación híbrida se coloca inmediantamente detrás del haz de tubos. Cuando se trabaja en modo híbrido, la cavidad que aloja el receptor se cierra mediante una compuerta, lo que reduce las pérdidas térmicas y permite la recuperación de los gases de escape de la combustión para precalentar el aire [19]. Este sistema acumuló más de 600 horas de operación en el modo de funcionamiento híbrido con natural, produciendo más de 6.5 MWh.
3.4.3. Sistema Biodish
El proyecto Biodish [20] fue desarrollado por el DLR-PSA y la Universidad de Karlsruhe (Alemania) entre otros, comenzando en el año 2000 y terminando en 2002.
37
calentador, también de material cerámico, lo que permite una mayor eficiencia del ciclo. El absorbedor consiste en un receptáculo con canales interiores a través de los cuales fluye el gas de trabajo (helio). La cámara de combustión se encuentra en la parte trasera y está rodeada por un precalentador cilíndrico de aire y una carcasa cerámica para conducir los gases de escape. La temperatura máxima del sistema de combustión está limitada a 1400ºC con el fin de limitar las emisiones.
Figura 23. Receptor híbrido Biodish.
Para alcanzar los requisitos de la operación híbrida, la potencia del quemador debe ser fácilmente ajustable, lo que se consigue controlando el flujo de aire.
El principal reto de este diseño fue el proceso de fabricación del receptor, ya que después de varios intentos, los prototipos mostraban grietas durante el secado o durante la cocción en el horno.
3.4.4. Receptor Hyhpire
38
Figura 24. Receptor híbrido Hyhpire.
Este receptor fue probado en la Plataforma Solar de Almería en 1999, acumulando 265 horas de funcionamiento, de las que 92 horas eran en modo sólo gas y 56 en modo híbrido. El sistema de combustión funcionó correctamente en todos los modos de operación, salvo problemas menores.
3.4.5. Receptor de Sandia National Labs
En 2002, los Laboratorios Sandia, con el apoyo del Departamento de Energía de Estados Unidos, diseñó un receptor de tubo de 75 kWt pata operación híbrida, con gas natural como combustible y receptor cilíndrico de tubo de calor rodeado por un quemador de matriz metálica. En la siguiente figura se muestra un esquema del receptor y un detalle del sistema de combustión [22].
Figura 25. Sección del receptor híbrido y detalle del sistema de combustión.
39
3.4.6. STC (INFINIA)
De 1991 a 1994 Infinia desarrolló su primer receptor híbrido bajo un contrato con NREL, financiado por DOE y Southern California Edison. Este receptor híbrido consistía en un receptor “pool boiler” con una cámara de combustión de gas natural [23] y fue diseñado con una potencia neta de 10 kWt. El fluido de trabajo fue una mezcla eutéctica de NaK. El sistema de combustión consistió en un quemador de matriz porosa.
Se realizaron pruebas con un simulador solar y en el horno solar de NREL. Infinia continuó sus investigaciones sobre la tecnología híbrida y en enero de 2010 publicó una nueva patente de un receptor híbrido con almacenamiento térmico [24]. Éste consistía en un dispositivo de tubo de calor con almacenamiento de energía térmica y sistema de combustión. La energía térmica se almacena en PCM (material de cambio de fase) y se utiliza como buffer para mantener la operación en ausencia de radiación solar. Los gases de combustión entran en el sistema a 1227ºC.
Se muestra un diseño del tubo de calor (heat pipe) utilizado en la patente:
Figura 26. Diseño del tubo de calor de Infinia.
3.4.7. SIREC
En el marco de este proyecto se realizó el diseño conceptual de un receptor solar híbrido de vapor saturado (Receptor Solgas), incluyendo las especificaciones técnicas para su posterior construcción. En el proyecto SIREC también se realizaron trabajos sobre el campo solar, software de optimización y simulación [25].
40
Renovables (IAER) y Ciemat-PSA, financiado por el Ministerio Español de Ciencia y Tecnología con fondos FEDER, y apoyado por Abengoa.
Dentro de este proyecto se consideraron dos configuraciones diferentes de la hibridación: caldera de gas natural y quemadores de gas natural. Existe una tercera configuración en la que se realiza la hibridación directamente sobre el receptor, este diseño se describe en el apartado destinado a los receptores híbridos.
Acoplamiento de un receptor solar con una caldera de gas natural (Figura 27): La caldera de una central eléctrica de ciclo Rankine se hibrida con energía solar. De esta manera, el receptor es a la vez el absorbedor del receptor solar y el banco de tubos de la caldera de gas natural. Con esta configuración, el haz de tubos de la caldera recibe la radiación solar en un lado y la energía térmica de la combustión en el otro lado. La eficiencia del sistema de combustión se estimó en 79,3% con una relación 20/80% sol-gas.
Figura 27. Hibridación con caldera de gas natural.
41
Figura 28. Receptor híbrido con quemadores de gas natural.
Con todo esto se pretendía introducir una nueva fuente de energía para mantener el sistema estable y acoplado a la red eléctrica ante determinado tipo de transitorios solares, reduciendo el tiempo de enfoque del campo solar en el proceso de arranque del receptor, tras la ocurrencia de dichos transitorios. Con ello se permite el funcionamiento del sistema durante estos transitorios solares manteniendo, además, las condiciones mínimas de presión y temperatura necesarias en el proceso para poder aplicar, más rápidamente, la radiación solar concentrada sobre la superficie absorbedora del receptor en los períodos de arranque, posteriores a los citados transitorios.
Este objetivo permitiría conseguir un incremento de la producción de energía eléctrica de origen solo solar, al finalizar la jornada de producción, ya que habría evitado los largos períodos de parada del sistema que siempre se producen como consecuencia de los transitorios.
4. LA BIOMASA COMO FUENTE DE ENERGÍA
42
4.1. RESIDUOS SÓLIDOS URBANOS
Antes de empezar a hablar de Residuos Sólidos Urbanos (RSU), conviene dar la definición legal de residuo en Europa, según la Directiva 75/442/CEE:
“Cualquier sustancia u objeto del cual su poseedor se desprenda o que tenga la intención o la obligación de desprenderse”.
Todos los productos que se fabrican, comercializan y consumen acaban convirtiéndose, al menos en parte, en residuos. Con un consumo creciente, la producción de residuos es cada vez mayor y su eliminación un problema candente que compromete seriamente el desarrollo sostenible de nuestra sociedad. Durante siglos se han ido arrojando los residuos producidos en vertederos sin tener conciencia del problema porque no eran tan agresivos para la naturaleza y porque su cantidad era relativamente pequeña y asumible. Actualmente, el problema se agrava porque producimos cantidades ingentes de residuos, y con características cada vez más contaminantes.
43
Figura 19. Generación de residuos sólidos urbanos en España (MARM, 2009).
En cuanto a los Residuos Sólidos Urbanos 1(RSU), en la Figura 29 se muestra el progresivo aumento en la generación de dichos residuos en España desde el año 1995 hasta el año 2004. Se observa tanto la producción anual total como la cantidad diaria por habitante.
En lo referente a Europa se producen en torno a 260 millones de toneladas al año, de los que, en torno al 40 %, se envían directamente a vertedero. En la Figura 30, se observa la proporción de residuo que cada país de la UE27 envía tanto a vertedero, como a reciclaje, compostaje e incineración:
Figura 30. Tratamiento de los residuos municipales por los países de la Unión Europea (EUROSTAT, 2010).
En ella se puede observar como España envía hasta el 57 % de los residuos directamente a vertedero, por encima de la media europea, que se cifra en el 40 %.
1
En España la definición de residuos sólidos urbanos incluye los residuos municipales y algunos otros procedente de pequeños proyectos de construcción y de obras de demolición.
44
En el lado óptimo se encuentran países como Alemania y Países Bajos (1%), Suecia y Austria (3 %), Dinamarca (4 %) y Bélgica (5 %).
Los efectos negativos de los RSU sobre el medio ambiente, ya sea sobre el aire o sobre el suelo, son numerosos tal y como se muestra en la siguiente tabla-resumen:
Tabla 2. Efectos de los RSU en el medio ambiente.
SOBRE EL AIRE - Olores - Emisión de gases - Similares contaminantes - Impacto visual - CO2 y CH4 (efecto invernadero) - Metales pesados y organoclorados - Gases ácidos - Partículas SOBRE EL SUELO - Deposición de contaminantes - Contaminación de aguas superficiales y subterráneas por lixiviados - Partículas - Metales pesados - Productos químicos - pH Ácido - Metales pesados - Compuestos nitrogenados
Por otro lado, según la Directiva 1999/31/CE del Consejo, de 26 de abril 1999, relativa al vertido de residuos, tal y como pone en el apartado c del artículo 5: “c) a más tardar quince años después de la fecha a que se refiere el apartado 1 del artículo 18, los residuos municipales biodegradables destinados a vertederos deberán haberse reducido hasta un 35 % de la cantidad total (en peso) de los residuos municipales biodegradables generados en 1995 o en el último año anterior a 1995 para el que se disponga de datos normalizados de Eurostat”. En el artículo 18 al que hace referencia este apartado se expone lo siguiente: “1. Los Estados miembros pondrán en vigor las disposiciones legales, reglamentarias y administrativas necesarias para dar cumplimiento a lo dispuesto en la presente Directiva a más tardar dos años después de su entrada en vigor. Informarán inmediatamente de ello a la Comisión.”
45 Reducir
Reutilizar (Reusar) – Preparación para la Reutilización Reciclar
Recuperación energética
Vertedero (Residuo del Residuo)
En el siguiente cuadro se pueden observar las ventajas y los inconvenientes, de forma muy general, de cada una de las acciones que se plantean en esta directiva:
Tabla 3. Ventajas e inconvenientes de las diferentes acciones sobre los RSU.
OPCIÓN VENTAJAS DESVENTAJAS
PREVENCIÓN REDUCCIÓN.
-Preserva los recursos naturales. -Elimina la necesidad de gestión de los residuos.
-Es la más barata (más sostenible) a largo.
-Difícil de conseguir.
REUTILIZACIÓN Y RECICLAJE.
-Permite maximizar los beneficios obtenidos de la reutilización del material.
-Ayuda a reducir la tasa de extracción de materia prima de cada material.
-A largo plazo los materiales reutilizados y reciclados acaban como “residuo”.
- Consumen energía.
-Debe realizarse una evaluación: coste / beneficio para asegurar que el balance de beneficio permanece positivo.
RECUPERACIÓN DE ENERGÍA.
-Elimina la utilización de otros combustibles.
-Reduce la cantidad y el volumen de material a eliminar en el vertedero.
-Su eficiencia eléctrica no es la mejor.
-Necesita tratamiento posterior de las cenizas volantes.
-Tiene, aunque controlado, un impacto sobre el Medio Ambiente.
VERTEDERO.
-Inevitable.
-Si se opera correctamente sus efectos negativos son reducidos. -De fácil operación.
-Sin beneficios para la sostenibilidad. -Tiene un coste
-Tiene un impacto negativo sobre el M.A.
-Gran pérdida de recursos recuperables.
4.1.1 Tratamiento de los residuos sólidos urbanos en España
La siguiente tabla muestra el tratamiento de los RSU en España en el año 2008:
Tabla 4. Tratamiento de los RSU en España en el año 2008 (MARM, 2008).
Instalaciones de Tratamiento y eliminación N° centros Entrada (t/año)
Instalaciones de clasificación de envases 89 547.621
Instalaciones de compostaje de F. orgánica recogida selectivamente 34 460.408
Instalaciones de triaje y compostaje 66 8.199.049
Instalaciones de triaje, biometanización y compostaje 15 1.579.922
Instalaciones de incineración 10 2.057.017
46
4.1.2 Composición de los residuos sólidos urbanos
Dos de los aspectos más importantes a conocer por los tecnólogos encargados de la gestión de los RSU son las toneladas a procesar y su composición. Fundamentalmente, la composición de los RSU es un aspecto crítico debido a la gran dificultad que conlleva conocerla de manera precisa. Es muy importante que los análisis de caracterización de los RSU se hagan con el máximo cuidado para obtener unos márgenes de los porcentajes entre los que se moverá cada uno de los posibles componentes de los RSU. En la siguiente tabla se muestran estos porcentajes según el libro de “Medio Ambiente en España 2000” del Ministerio de Medio Ambiente.
Tabla 5. Composición media de los RSU en España (MARM, 2000).
TIPO DE MATERIAL COMPOSICIÓN INDIVIDUAL RANGO Min. Max. MATERIALES INERTES Vidrio 5.8% 3.5% 7.6% Metales Férricos 2.7% 1.5% 4.0% Metales no férricos 1.7% 0.9% 2.2% Varios 3.3% 0.5% 4.0% Subtotal 13.2% 6.4% 17.8% MATERIA ORGANICA Subtotal 48.9% 42.0% 52.0% MATERIAL COMBUSTIBLE 15.0% 11.0% 20.0% Papel 5.6% 3.0% 8.0% Cartón 9.8% 8.0% 13.0% Plásticos 0.7% 0.5% 0.9% Madera 3.8% 3.5% 4.5% Textiles 3.0% 1.6% 4.0% Subtotal 37.9% 27.6% 50.4% TOTAL 100%
47
La composición de los RSU es importante, entre otras cosas, porque en función de ésta se tendrá un PCI u otro. Se presenta a continuación la composición detallada de dicha composición y su PCS.
Tabla 6. Composición elemental de los diferentes tipos de RSU.
Residuo H2O C H O N S Cenizas (Kcal/kg) PCS
Res. comida (mezcla) 58.75 22.44 3.26 13.01 0.57 0.08 1.88 2 685
Grasa 2.00 71.54 11.127 14.50 0.39 0.10 0.20 9 000
Res. Veg. Comida 78.30 10.65 1.43 8.14 0.37 0.04 1.06 998
Residuos de frutas 78.70 10.33 1.32 8.41 0.30 0.04 0.89 948 Residuos de carne 38.80 36.48 5.75 15.12 0.73 0.12 3.00 4 235 Papel (mezclado) Periódicos 10.20 38.97 5.21 39.78 0.27 0.18 5.39 3.777 7.20 45.56 5.66 39.90 0.05 0.19 1.44 1.233
Papel sin madera 5.40 37.84 4.92 39.26 0.28 0.19 12.11 3.198
Papel oficina 5.70 35.83 5.09 41.49 0.28 0.19 11.41 3.658 Libros y revistas 6.20 33.21 4. 69 36.21 0.09 0.09 19.51 2.146 Impr. Comerciales 5.10 33.59 4.75 36.63 0.09 0.09 19.74 946 Envases papel 6.10 42.26 5.45 39.44 0.19 0.19 6.39 2.219 Celulosa 9.90 49.56 5.86 34.24 0.14 0.05 0.27 4.817 Papel reciclado 6.40 42.40 5.52 37.44 0.28 0.19 7.77 1 372 Cartón (media) 6.08 42.49 5.82 39.92 0.18 0.17 5.29 3 440 Cartón corrugado 5.20 40.76 5.59 42.47 0.09 0.19 5.50 3 912 Tetra-brick 3.40 57.48 8.98 29.08 0.10 0.10 0.87 6 292 Embalajes comida 6.11 42.00 58.73 39.36 0.14 0.15 6.51 4 032 Restos de correo 4.56 36.14 5.16 40.79 0.16 0.09 13.10 3 382 Embalajes 8.70 41.09 5.30 39.26 0.23 0.18 5.25 2 657 Cajas pequeñas 7.00 39.06 5.02 42.78 0.28 0.19 5.67 2 024 Detergente 6.70 39.19 5.04 42.92 0.28 0.19 5.69 2 024 Plásticos (mezclados) 0.20 59.88 7.19 22.75 0.00 0.00 9.98 7 834 Polietileno 0.20 85.03 14.17 0.00 0.05 0.05 0.50 10 382 Poliestireno 0.20 86.93 8.38 3.99 0.20 0.00 0.30 9 122 Poliuretano 0.20 63.17 6.29 17.56 5.99 0.05 6.74 6 224 Policloruro de vinilo 0.20 45.11 5.59 1.60 0.10 0.10 47.31 5 419 Textiles 10.00 43.20 5.76 36.00 1.98 0.18 2.88 4 422 Goma 1.20 68.86 8.60 0.00 0.00 1.58 19.76 6 050 Cuero 10.00 54.00 7.20 10.44 9.00 0.36 9.00 4 167
Res. jardín (media) 61.19 18.30 2.38 14.08 1.62 0.13 2.30 1 819
Plantas de flores de jardín 53.94 21.49 3.04 18.51 0.56 0.12 2.34 2 054
Césped 75.24 11.43 1.48 9.02 1.10 0.10 1.63 1 143 Hojas de árboles 9.97 46.95 5.50 27.32 6.29 0.14 3.83 4 436 Madera verde 50.00 25.05 3.20 21.15 0.05 0.05 0.50 2 251 Madera dura 12.00 43.65 5.37 38.02 0.09 0.04 0.84 4 084 Madera (mezclada) 20.00 39.60 4.80 34.16 0.16 0.04 1.24 3 689 Vidrio y mineral 2.00 0.49 0.10 0.39 0.05 0.00 96.97 47
Metal, latas de hojalata 5.00 4.28 0.57 4.09 0.05 0.00 86.02 167
Metal férreo 2.00 4.41 0.59 4.21 0.05 0.00 88.74 0
Metal no férreo 2.00 4.41 0.59 4.21 0.05 0.00 88.74 0
Barreduras de oficina 3.20 23.52 2.90 3.87 0.48 0.19 65.82 2 038
Aceites, pinturas 5.00 63.56 9.12 4.94 1.90 0.00 15.49 9 000
48
4.1.3 Procesos de recuperación energética
Las posibilidades a la hora del tratamiento de los RSU son muy variadas tanto en su concepto, como en los procesos que emplean y en los productos obtenidos. Un esquema general de estos procesos se muestra a continuación:
Figura 31. Procesos de tratamiento de los RSU.
Los criterios a la hora de valorar las distintas opciones de tratamiento de los RSU son tanto cuantitativos como cualitativos. Dentro de los cuantitativos se pueden citar los siguientes:
- Coste del tratamiento - Inversión a realizar - Años de funcionamiento - Puestos de trabajo a crear - Consumo energéticos, agua … - Planificación
- Capacidad de tratamiento, estacionalidad
R.S.U Recuperación Conversión Biológica Conversión Térmica Conversión Química Reciclado Vertido Digestión Anaerobia Compostaje Combustión Gasificación Pirólisis Plasma Operación de separación
Proceso natural durante 50 años aprox. Calor +microorganismos Microorganismos Aire en exceso Aire en defecto Ausencia de aire Ionización CONCEPTO Ninguno o gas de vertedero Biogás + Humus Compost Gas sintético (Singás) Gas sintético o biocombustible Líquidos Carbón Materiales comerciales
PROCESO PRODUCTO ÚTIL
Electricidad y/o vapor
