Capítulo 2: Sistemas de Receptor Central

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Capítulo 2: Sistemas de Receptor Central

2.1. Sistemas de Receptor Central

2.1.1 Introducción.

En España las energías renovables y dentro de ellas la energía solar están teniendo un gran desarrollo y auge, esto se debe entre otras cosas a la situación geográfica de España. España es privilegiada debido a los altos niveles de radiación solar (en torno a los 1800-2100KWh/m2 anuales en el sur).

Dentro de los sistemas termosolares de concentración están los sistemas de receptor central que tienen como fin la concentración de la radiación solar para su aprovechamiento en la generación de energía eléctrica. Gracias a la concentración de la radiación por medio de un campo de helióstatos y a su absorción a través de un receptor para la generación de vapor se produce energía eléctrica. En la figura 1 se observa el esquema general de funcionamiento de una Planta de Receptor Central.

Figura 1. Esquema general de una Planta de Receptor Central. Abengoa PS10.

En los sistemas de receptor, la energía térmica absorbida por el receptor se transmite directamente al vapor del ciclo o indirectamente por medio de un fluido de trabajo. En el caso de que se use un fluido intermedio de trabajo, la energía contenida en dicho fluido se utiliza para generar el vapor de alimentación a la turbina. Los sistemas de receptor central cuentan además con un sistema almacenamiento energético de modo que se pueda satisfacer la demanda eléctrica tras la puesta de sol o en días nublados.

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4 En la figura 2 se puede observar una simulación de la planta proyecto de Ivanpah de 200MWe formada por cuatro torres. Este proyecto comenzó en el 2009 y está previsto que concluya en el 2012.

Figura 2. Ivanpah grupo de 200MWe formado por cuatro torres.

A continuación se recogen en la tabla 1 las plantas más relevantes que están en actual funcionamiento y en proyecto de construcción. De los nueve proyectos que parecen tres están situados en España, estando situados los otros seis proyectos en Norte América. En la tabla se recogen la potencia generada por dichas plantas, así como el área de espejos, cabe destacar que en todas estas plantas los receptores son de tipo tubular.

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5 Proyecto Alpine Sun Tower Crescent Dunes (Toponah) Gemasolar Ivanpah N.México (Sun Tower) PS10 PS20 Rice Solar Energy Sierra Sun Tower Localización Lancaster, California Toponah, Nevada Ftes. De Andalucía, Sevilla Primm, California Sta. Teresa Sanlucar La Mayor, Sevilla Sanlucar La Mayor, Sevilla Rice, California Lancaster, California Latitud 37º33’ Norte 35º33’ Norte 31º48’ Norte 37º26’ Norte 37º26’ Norte 34º46’ Norte Potencia (MW) 92 110 17 440 92 11 20 150 5 Energía Anual (GWh/año) 192 480 100 1079.232 23.4 48 450 Nº Espejos 17170 2650 214000 456960 624 1255 17170 24360 Área espejo (m2) 32.4 120 14.08 1.136 120 120 62.4 1.136 Área total (m2) 1071361 318000 2295960 519107 75000 150000 1071361 27670 Superficie terreno (Ha) 647.5 190 16448.83 55 80 570.71 Altura Torre (m) 164.592 150 140 115 165 164.6 55 DNI Anual (kWh/m2·año 2.685 2.062 2.717 2.540 2.012 2.012 2.598 2.629

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6 2.1.2 Componentes de un sistema de receptor central.

1.- Sistema colector:

El sistema colector está compuesto por el campo de helióstatos. Los helióstatos son espejos que tienen la misión de concentrar y redirigir la radiación solar directa hacia el receptor. Dependiendo de la configuración geométrica son de dos tipos, [1].

-Configuración Norte: Los helióstatos se sitúan al norte de la torre (en el hemisferio sur sería configuración sur)

-Configuración circular: los helióstatos se sitúan alrededor de la torre, aunque la torre está un poco desplazada hacia el sur del centro geométrico para mejorar el factor geométrico del campo.

Los helióstatos están compuestos por superficies reflectantes. Estas superficies (espejos) son de vidrio, o de vidrio con bajo contenido en metal aunque también se han empleado superficies reflectantes a base de películas poliméricas de alta reflectividad. Las superficies poliméricas tienen como inconveniente su corta vida, por lo que generalmente predominan los de vidrio-metal debido a su menor coste. Los helióstatos suponen el 50% del coste total de la planta, por lo que a la hora de dimensionar una planta el diseño del campo de helióstatos es decisivo en el coste. El campo de helióstatos requiere además una gran superficie para su ubicación. En vista de esto el campo de helióstatos es aún un campo en investigación con el objeto de minimizar los costes de éste.

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7 Un avance fue el helióstato autónomo desarrollado en la PSA entre 1998 y 1999, este consistía en un helióstato que se alimentaba independientemente mediante una placa fotovoltaica como puede observarse en la figura 3. Este tipo de helióstato supone eliminar todo el sistema de acometida eléctrica y de comunicación de estos y con ello un ahorro en toda de la obra civil y en los consumos parásitos de la planta. Entre el 2002 y 2004 se desarrolló el primer campo de helióstatos autónomos en la PSA, [5], compuesto por 92 unidades, de 40m2 cada una. Estos helióstatos tienen hasta 12 días de autonomía debido a su bajo consumo (52Wh diarios). Este sistema de campo de helióstatos se comparó con un campo de helióstatos normal presentando un ahorro de hasta un 45% por lo que los resultados de este campo autónomo han sido satisfactorios debido a su perfecto funcionamiento.

Figura 3.Vista frontal del campo de helióstatos CRS de la PSA, con un total de 92 unidades autónomas controladas por radio- En el centro del helióstato se observa el panel fotovoltaico de alimentación y la

antena de comunicación sobre éste.

Llegado a este punto se deben analizar las pérdidas energéticas que se dan en el sistema colector. Las pérdidas en el campo de helióstatos se cuantifican mediante el rendimiento óptico. El rendimiento óptico depende de la reflectividad, del factor coseno, de las sombras y bloqueos, de la atenuación atmosférica y de la sombra producida por la torre. Estas pérdidas se estiman en un 30% de la potencia térmica que incide en los helióstatos [2].

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8 -Pérdidas ocasionadas por reducción del área visible proyectada por el sol, a causa de la inclinación del eje óptico del helióstato con respecto a la trayectoria de los rayos solares. Estas pérdidas son conocidas como factor

coseno y evidentemente dependerán del día a lo largo del año (situación

del sol) y de cada helióstato.

-Pérdidas por sombras: ocasionadas por la torre o por unos helióstatos sobre otros.

-Pérdidas por bloqueo: fracción de radiación que no llega al receptor debido al bloqueo ocasionados por los helióstatos vecinos.

-Pérdidas por reflectancia: los helióstatos no reflejan en su totalidad la radiación solar, parte es absorbida, además este valor dependerá del grado de ensuciamiento del helióstato.

-Pérdidas por atenuación: dependiendo de las condiciones atmosféricas, no toda la radiación reflejada por los helióstatos llega hasta el receptor. Las pérdidas dependen de la turbiedad de la atmósfera y serán mayores cuanto mayor sea la turbiedad y la distancia entre el helióstato y el receptor.

-Pérdidas por desbordamiento: Fallos en el control de los helióstatos ocasionan que los rayos reflejados por los helióstatos queden fuera de la superficie absorbedora del receptor.

2.- Sistema receptor:

El sistema receptor se encuentra normalmente situado en una torre. La torre que hace de soporte del receptor debe tener una altura mínima de manera que se minimicen las pérdidas por bloqueo y sombras. Mediante el sistema receptor se capta y absorbe la energía térmica proveniente de los helióstatos.

El receptor se compone de absorbedor y generalmente de una estructura sobre la que está asentado, además de otros elementos auxiliares dependiendo del tipo de receptor. El receptor tiene la misión de transferir la energía proveniente del campo de helióstatos al fluido de trabajo.

-Pérdidas en el sistema receptor:

En el sistema receptor tendremos también pérdidas, que se cuantifican con el llamado rendimiento térmico del receptor. Se producirán pérdidas por radiación, convección y conducción, siendo las más importantes las

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9 pérdidas por radiación. Estas pérdidas crecen con la temperatura dependen de la temperatura que se alcance en el absorbedor.

Existen diferentes tipos según la configuración, geometría y fluido de trabajo, y por ello los trataremos en detalle más adelante.

3.- Sistema de transporte e intercambio de calor:

Constituido generalmente por distintos tipos de intercambiadores de calor y bombas y ventiladores dependiendo del fluido de trabajo, realiza el intercambio de energía entre el fluido de trabajo y el vapor de entrada a la turbina. El sistema de transporte constituye el mayor consumo parásito de la planta.

4.- Sistema de almacenamiento térmico:

Parte de la energía absorbida es destinada a almacenamiento de modo que se pueda satisfacer la demanda eléctrica en días nublados, tras el paso de nubes o tras la puesta del sol.

Hay tres tipos de sistemas de almacenamiento, los basados en el calor sensible, en el calor latente y en la energía termoquímica.

-Sistemas basados en calor sensible: Parte de la energía captada en el receptor se almacena en un volumen a través de un medio con buenas propiedades para almacenar el calor sensible. Estos medios suelen ser sales fundidas, aceites térmicos o incluso aire introducido en rocas o ladrillos cerámicos.

-Sistemas basados en calor latente: El calor latente asociado a los cambios

de fase una sustancia es una forma potencial de almacenar calor. La temperatura de cambio de fase de la sustancia usada para el almacenamiento debe ser compatible con los requerimientos de la planta es decir debe permitir la producción de vapor en las condiciones nominales. -Almacenamiento termoquímico: Se basa en la acumulación del calor que se produce en ciertas reacciones químicas reversibles. Una característica interesante de este sistema es la posibilidad de almacenar y transportar los constituyentes a temperatura ambiente, sin embargo solo unos pocos elementos son viables en cuanto a coste.

Normalmente se usan sistemas basados en calor sensible, dándose dos casos el almacenamiento directo, donde el fluido de trabajo en el receptor va directamente

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10 a almacenamiento, o indirecto cuando el fluido de trabajo en el receptor es distinto al fluido de trabajo usado para el almacenamiento.

5.- Sistema de producción de potencia:

El sistema de producción de potencia de una central termosolar está formado prácticamente por los mismo elementos que el de cualquier planta de potencia que trabajo con un ciclo Rankine. Compuesto por la turbina, alternador, condensador, bomba de recirculación y caldera en el caso que se incluya aporte de biomasa u otro combustible.

6.- Sistema de control:

Con el fin de obtener el mayor rendimiento y correcto funcionamiento de la planta es necesario el control y regulación de multitud de variables en un sistema de receptor central. Un aspecto destacado a tener en cuenta en los SRC son los transitorios en el arranque y parado que tendrán lugar a diario, y al igual que los producidos por periodos nublados, esto hace que el sistema de control sea un aspecto importante a tener en cuenta puesto que son muchos los días en los que la planta no funcionará a un régimen de carga del 100%. La continua variación del régimen de carga hace que sea necesaria la regulación de caudales en los fluidos de trabajo, la regulación de la energía destinada a almacenamiento, arranques y paradas de la turbina.

En otro plano está el campo de helióstatos. Se debe perseguir el captar la mayor radiación posible proveniente del sol y evitar los bloqueos entre un helióstato y otro. Para ello los helióstatos están dotados de dos ejes sobre los que rota el espejo, accionados por un control local. Además en caso de superar el flujo límite en el receptor se procede al desenfoque de varios helióstatos.

2.2. Receptores

En los últimos años se han investigado mucho en la mejora del sistema receptor en los SRC, debido a las limitaciones de estos, es un elemento clave ya que a través del receptor se produce la conversión de la energía radiante en energía térmica. Aunque aún queda mucha tecnología por desarrollar, a lo largo de su breve historia se han desarrollado y ensayado multitud de receptores, con distintos tipos de fluidos de trabajo, geometrías y condiciones operativas.

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11 Entre las dificultades en dicha transferencia de energía entre la radiación que llega al receptor y el fluido de trabajo, se encuentran las altas temperaturas que se alcanzan en el receptor, que provocan grandes pérdidas y además pueden ocasionar la destrucción parcial o total del receptor o de algún otro elemento. Los receptores se pueden clasificar de varias maneras, en función de si existe absorbedor o el fluido absorbe directamente la radiación, según el tipo de absorbedor, según el fluido de trabajo.

2.2.1 Clasificación de los receptores:

1) Una primera clasificación atendiendo al proceso de intercambio de energía sería:

Receptor de intercambio directo de energía: Cuando la energía se

transfiere directamente al fluido de trabajo. Receptores de absorción directa y receptores reactores.

Receptor de intercambio indirecto de energía: Cuando existe un

elemento absorbedor, son los más utilizados.

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Una segunda clasificación según su configuración:

Receptores de cavidad: en este tipo de receptores la radiación procedente

del campo de helióstatos pasa al interior de un recinto a través de una apertura. Dentro del recinto se encuentra el absorbedor. Este tipo de receptores tienen como ventajas que se reducen las pérdidas por radiación debido la mejora de los factores de forma, y además en el caso de recirculación (receptores volumétricos de aire) presentan menos pérdidas y se ven menos afectados por el viento.

Receptores externos: en este tipo de receptores la radiación procedente

del campo de helióstatos incide directamente sobre el absorbedor. Presentan mayores pérdidas por radiación pero se ven reducidas las pérdidas de borde y el receptor requiere una menor superficie.

3) Según el fluido de trabajo:

Agua/vapor: muy desarrollados presentan como ventaja el uso del mismo

fluido en el receptor y en la turbina, y tienen como inconvenientes el cambio de fase y las elevadas presiones que se manejan.

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Sodio fundido: el sodio tiene buenas características térmicas y presentan

presiones de trabajo bajas, pero solidifica a temperatura ambiente y es peligroso por su alta reactividad con el agua y el aire. En sistema de torre central ha quedado descartado su uso.

Sales fundidas: similar al sodio, aunque con coeficiente de transferencia

inferior, solidifica también a temperatura ambiente.

Aire: permiten alcanzar altas temperaturas, pero el aire tiene pobres

propiedades como fluido térmico.

4) Según el mecanismo de intercambio o absorbedor:

Receptores de tubos: un haz de tubos recibe la radiación en su parte

exterior y el fluido a su paso por los tubos absorbe por conducción dicha energía. Se han diseñado para vapor, aceite aire y sales. Los receptores de tubos de aire no han tenido mucho desarrollo debido a que la transferencia de energía entre los tubos y el aire es bastante baja.

Normalmente se usan receptores de tubos con fluidos de trabajo como el vapor, aceites y sales. Los receptores de tubos fueron los primeros en usarse, sin embargo presentan inconvenientes y sus posibilidades están limitadas. Los receptores de tubos están bastante limitados por el flujo solar que pueden soportar (300kW/m2), esto es debido al estrés provocado por los altos gradientes de temperaturas en los tubos, ya sea debido a transitorios y o a una distribución no homogénea del flujo. Otro inconveniente son los limites de presión que presentan y la consiguiente estanqueidad del receptor. A la hora de sobrecalentar vapor en un receptor de tubos se manejan altas temperaturas y grandes presiones, esto lleva a que pueda haber fugas en los tubos. Esto es lo que ocurrió en Solar-One 1982, donde se usaban dos receptores de tubos uno de ellos como evaporador y otro como sobrecalentador, a raíz de esto parece ser que es importante separar la zona de evaporación de la zona de sobrecalentamiento. Estos inconvenientes han hecho que los receptores de tubos de vapor queden limitados su uso como evaporadores, con una temperatura entre los 300 ºC.

Debido a estas limitaciones se desarrollaron los receptores de tubos con sales fundidas, de esta forma se trató de solucionar los problemas del proyecto Solar One, con el proyecto Solar Two, en 1996, en el proyecto Solar Two el receptor era de sales., y recientemente Gemasolar en actual construcción en Fuentes de Andalucía, ya que las temperaturas alcanzadas

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13 por las sales son superiores en torno a los 500ºC, debido a que presentan una temperatura de fusión en torno a los 250ºC, esto permite que se pueda trabajar con un rango superior de temperaturas, aunque presentan el inconveniente de que solidifican a temperatura ambiente.

Son numerosos los proyectos de receptores de tubos desarrollados, y aunque presentan inconvenientes son eficientes y fiables en un rango determinado de funcionamiento dependiendo del fluido de trabajo.

Proyecto

País Potencia (MWe) Fluido Año comienzo

SSPS-AIE España 0.5 Sodio liquido 1981

EURELIOS Italia 1 Vapor 1981

SUNSHINE Japón 1 Vapor 1981

Solar One EE.UU. 10 Vapor 1982

CESA-1 España 1 Vapor 1982

MSEE/Cat B EE.UU. 1 Sales 1983

THEMIS Francia 2.5 Sales 1984

SSP-5 Rusia 5 Vapor 1986

Solar Two EE.UU. 10 Sales 1996

PS10 España 11 Vapor 2006

PS20 España 20 Vapor 2006

Gemasolar España 17 Sales 2008

Tabla 2. Proyectos de Receptores Tubulares

Receptores volumétricos: consisten en una estructura (volumen)

absorbente como se puede ver en la figura 4, con una cierta porosidad, a través de la cual se hace pasar un fluido, a su paso dicho fluido absorbe la energía contenida en la estructura. El fluido de trabajo normalmente es aire, aunque también se puede usar gas en ciclos de gas.

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14 Figura 4. Ejemplo de estructuras porosas para absorbedores volumétricos.

Como la radiación incide en la misma superficie por donde pasa el aire, la diferencia de temperaturas entre absorbedor y fluido son menores, además la transferencia de calor se produce por convección, mientras que en los de tubos es por conducción. Otro aspecto importante es que la entrada de aire frío se produce en la superficie del absorbedor donde la radiación solar es mayor, dicho de otra forma, la temperatura de salida del aire es mayor que la temperatura en la superficie del absorbedor, por lo que la temperatura del absorbedor va aumentando conforme a su profundidad esta distribución de temperaturas se puede ver en la figura 5. Esta propiedad de los receptores volumétricos tiene como ventaja que las pérdidas por radiación sean reducidas. Al igual ocurre con las pérdidas convectivas que son muy bajas debido a la circulación del aire.

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2.3. Receptores volumétricos.

Los receptores volumétricos están constituidos por una estructura absorbedora con cierta porosidad, que permite que la radiación no solo sea absorbida en la superficie del absorbedor sino también en su interior. Los receptores volumétricos se caracterizan por su simplicidad en cuanto al mecanismo de transferencia y porque su alta superficie de transferencia permite grandes potencias. Los receptores volumétricos presentan muchas ventajas frente a los tubulares entre ellas es que son menos costosos debido a que no tienen que soportar las altas presiones de los de tubos, y tampoco precisan de estanqueidad para evitar fugas. 2.3.1Clasificación receptores volumétricos.

1) Los receptores volumétricos se pueden clasificar atendiendo al tipo de absorbedor y a su uso, se han realizado distintos tipos como pueden ser.

-De fibras, en forma de rejilla o de malla, realizado en distintos materiales metálicos o cerámicos.

-De láminas, en forma de panal de abeja.

-De espuma, es decir son espumas con una mayor o menor porosidad. -Otros como “el receptor Porcupine” de aletas en forma de aguja.

2) Otra clasificación que se puede tener en cuenta es si son sistemas abiertos o cerrados, es decir en el primer caso se trabaja a presión atmosférica y en el segundo se trabaja a una presión mayor que la atmosférica, en este caso los presurizados se suelen enfocar a ciclo de turbina de gas.

2.3.2 Receptores existentes.

Son numerosos los estudios que se han hecho sobre receptores volumétricos, el objetivo no es describir todos los receptores existentes, sino que se van a describir aquellos que se presentan mayor interés de cara al proyecto, y otros que por su éxito o novedad se quieren mencionar.

Hay dos vertientes claras en cuanto a el material y en cuanto a la temperatura alcanzable que son los receptores con absorbedor metálico y los de absorbedor cerámico, los metálicos están limitados por las temperaturas alcanzables en torno

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16 a los 700 ºC (temperatura que soporta el material absorbedor), menores que los cerámicos que alcanzan en torno a los 1000-1200 ºC.

A continuación se muestra en la tabla 3 se recogen los distintos proyectos existentes de receptores volumétricos, y la potencia de estos receptores y la temperatura media de salida:

Tip o Modelo Potencia térmica Temperatura salida del aire Presión Caudal de aire Ciclo termodinámi co V o lumé tr ico s atm o sfér ico s Sanders 1975-1985 95 kWt 1100 ºC NA - Brayton Rankine PNL Battelle 1986-1995 - 1100 ºC atmosféri ca - Rankine Sulzer 1 1987 150 kW absorbido 800 ºC atmosféri ca - Rankine Sulzer 2 1988 175 kW absorbido - atmosféri ca Rankine TSA 1993 2.5 MWt 700 ºC 300–800 kW/m2 atmosféri ca - Rankine TSA 2000 3 MWt 680 atmosféri ca - Rankine Sandia - 550 ºC atmosféri ca - Rankine Atlantis 1990 - 800-1000 ºC 900 kW/m2 atmosféri ca - Rankine CATREC I 1990 - Máx.1000 ºC atmosféri ca - Rankine CATREC II 1993-1995 - 400-450 ºC atmosféri ca - Rankine DFVLR - Máx.1050 ºC atmosféri ca - Rankine Pitz-Paal - 750 ºC 600 kW/m2 atmosféri ca - Rankine HITREC I - 980 ºC atmosféri ca - Rankine HITREC II - 700 – 840 ºC atmosféri ca - Rankine Jülich - - atmosféri ca - Rankine

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17 También se recogen en la tabla 4 los receptores volumétricos presurizados, aunque no se va a entrar en detalle en ellos, puesto que su aplicación está más orientada al ciclo Brayton (turbinas de gas).

Entre los receptores volumétricos que más se va a profundizar más en los receptores Sulzer 1 (1987) y Sulzer 2 (1988), PHOEBUS-TSA (2000), ya que son los de mayor interés para este proyecto, por ser estos receptores volumétricos metálicos.

Proyecto SSPS:

El proyecto SSPS (Small Solar Power Systems) se impulsó en los años setenta. En el proyecto SSPS se desarrollaron y ensayaron dos receptores entre 1987 y 1988, los receptores son conocidos como Sulzer 1 y Sulzer 2, [3].

Tipo Modelo Potencia térmica

Temperatura

salida del aire Presión

Caudal de aire Ciclo termodinámico V o lumé tr ico s pr esur iza dos PLVCR-5 PLVCR-500 5-500 kW Concentración

máxima:3MW/m2 10 bar - Brayton

VOBREC 1 1992-1993 59 kW absorbido In: 578 °C.

Out: 939 °C. 3 bar - Brayton 30 kWe VOBREC 2

1993-1994

100 kW

absorbido - - - Brayton

VOBREC 4 - 700-950 °C. - - Brayton 30 kWe

VOBREC 5 1996 110 kWt - - - Brayton DIAPR 1995 50 kWt 1200 °C 20 bar - Brayton REFOS (1996-2001) 400 kWt 800 °C 15 bar - Brayton PEGASE 1-8 kWt In: 350 ºC Out: 750°C 57-287 kWt/m2 7 bar - Brayton

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18 Figura 6. Planta Solar de Almería (PSA).

El receptor Sulzer 1 (1987) se ensayó este en la Planta Solar de Almería (PSA), figura 6. El absorbedor de este receptor era de rejilla y operó durante 76 horas, alcanzando temperaturas de salida del aire de 620 ºC. El absorbedor está compuesto por capas o rejillas montadas sobre un plato soporte. En la figura 7 se puede ver el absorbedor de rejilla.

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19 Se obtuvieron unos rendimientos del 70-60 % para temperaturas del orden de 550-650 ºC, para temperaturas mayores entre los 700 ºC y 800 ºC el rendimiento cae, hasta el 50%. Hay que tener en cuenta que para estas temperaturas el receptor estaba parcialmente destruido debido a que se alcanzaron altos niveles de flujo solar. El rendimiento es inversamente proporcional a la temperatura de salida del aire, debido a que un aumento de temperatura para una potencia constante lleva consigo una disminución del caudal, y asimismo una reducción del coeficiente de película, a su vez un aumento de temperatura genera un aumento de las pérdidas por radiación y convección. En la figura 8 se puede observar como el absorbedor de rejilla terminó completamente destruido.

Figura 8. Estado del absorbedor de rejilla tras los ensayos.

Por lo que el rendimiento en función de la potencia manteniendo fija la temperatura de salida, aumenta conforme aumenta el caudal ya que las pérdidas tanto convectivas como por radiación son menores debido a una mayor refrigeración del receptor.

Respecto a la velocidad y dirección del viento no se extrajeron importantes conclusiones, aunque el rendimiento disminuye para un valor límite en la velocidad del viento debido a las pérdidas por convección.

En 1988 tras los ensayos con el absorbedor de rejilla se ensayó uno similar pero

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20 se alcanzaron temperaturas en torno a los 700 ºC, con unas potencias de entrada de 300 kW. Este absorbedor también terminó dañándose pero se consiguieron mejoras respecto al anterior.

Figura 9. Ensayo y evaluación de un receptor volumétrico para una central termosolar.

El rendimiento térmico medio, con una temperatura de salida de 550 ºC y una potencia incidente de 225kW, fue del 79%. El absorbedor acabo dañado, se

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21 pulverizaba al tocarlo, esto se debía a la oxidación producida por las altas temperaturas que se alcanzaron en algunos puntos del absorbedor. En algunas partes del absorbedor de superaron los 800 ºC. Los daños se pueden observar parcialmente en la figura 10.

Figura 10. Zona dañada del absobedor de malla.

Se concluyó que el receptor de malla presentaba mejores rendimientos térmicos, además el diseño del receptor de rejilla no fue del todo adecuado debido a una mala sujeción del absorbedor a la carcasa. Esta mala sujeción provocó deformaciones y esto a su vez hizo que la distribución del aire a través del absorbedor no fuera uniforme, y como consecuencia hubiera zonas donde se alcanzaron mayores temperaturas de las esperadas.

Tras comprobar que los absorbedores terminaran los ensayos dañados en parte o en su totalidad, llevo a que se realizaran análisis en profundidad de los materiales usados. El absorbedor de malla estaba constituido por dos materiales el NICROFER 6023 y FECRALLOY. Tras estudios metalográficos se llegó a la conclusión de que el NICROFER no era apto ya que presentaba corrosión intercristalina entre los 800 y 850 ºC, mientras que en el FECRALLOY no aparecía hasta los 1200 ºC.

Tras estos dos receptores se diseño y ensayó un nuevo prototipo de mayor potencia TSA 2,5 MWt, este receptor se diseño con el objetivo de que la planta PS10 adoptará este tipo de receptor.

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Proyecto PHOEBUS-TSA:

El proyecto PHOEBUS-TSA, consistió en dos receptores uno de 2.5MWt entre 1992 y 1993 y otro de 3MWt en 2000. Estos dos receptores se basaban en el concepto de los receptores SULZER 1 y 2 presentando algunas mejoras.

Figura 11. Esquema del TSA.

El absorbedor era de hilos metálicos al igual que los anteriores, pero con un mejor diseño estando formado el absorbedor por distintos módulos. El diseño modular presenta ventajas en cuanto a que los módulos son independientes y en caso de que se dañe alguno de los módulos pueden sustituirse de manera independiente, además el diseño modular resuelve en gran parte el problema del escalado del receptor. Otros aspectos de este receptor a destacar fue la recirculación del aire que se estimó en un 60%.

Este prototipo llegó a producir aire con una temperatura media de 700 ºC con flujos de 300 kW/m2, con unos picos de 800kW/m2. Aunque no se tiene mucha información del TSA 2,5 MWt, se sabe que este receptor era un prototipo del proyecto SULZER escalarlo para una planta de 10MWe (PS10) aunque por diversas cuestiones no se llevo a cabo la construcción de un receptor volumétrico para la PS10. También se proyectó este receptor de malla para un planta de 30MWe (PHOEBUS JORDANIA) sin embargo esta planta no llegó a realizarse aunque se realizaron las primeras fases de los estudios de viabilidad.

En estos estudios se diseño un receptor modular que seguía los pasos realizados por el TSA 2,5MWt. En la figura 12 se puede ver lo que fue el diseño del receptor par un planta de 30MWe en Jordania.

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23 Figura 12. Diseño receptor PHOEBUS 30MWe.

Este receptor estaba compuesto por módulos de malla enrollada en espiral. Cada módulo estaría formado por una malla enrollada en espiral como el receptor SULZER 2.

Más tarde vino el proyecto SOLAIR-TSA 3 MWt de receptor cerámico que abarcó desde el 2000 hasta el 2004, con 188 horas útiles de operación. Se llevaron a cabo ensayos con temperaturas de salida del aire de 600, 650, 700 y 750 ºC, para la potencia nominal de 3 MWt, para la cual se obtuvo un rendimiento del 72%, moviéndose entre el 72 y 75% para una temperatura de salida de 750 ºC y flujos comprendidos entre 320 y 530 kW/m2, para temperaturas de salida de 600 ºC se alcanzan rendimientos superiores al 85%.

En base a estos receptores se ha realizado el diseño y dimensionado del receptor de la planta que aquí se trata, y se toman como datos base los reflejados por estos receptores introduciendo algún cambio. Aunque debido a la dimensiones de la planta lo que mejor se adapta es un receptor metálico para producir aire a unos 700 ºC, se van a analizar algunos proyectos receptores cerámicos, ya que son de gran interés por la capacidad de producir aire a altas temperaturas (por encima de los 1000 ºC).

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24 Receptores cerámicos:

Entre los receptores cerámicos construidos de mayor interés están HITREC-I y II, el DFLVR, hay muchos más pero no es el objetivo de este proyecto realizar una revisión exhaustiva de todos los receptores diseñados y construidos, por lo que el análisis se centrará en estos tres a modo de reflejar la situación actual y el alcance de los receptores cerámicos. Se ha seleccionado estos tres receptores por ser los que mejores resultados han presentado en cuanto a temperatura de salida y rendimiento térmico.

Figura 13. Fotografía del receptor HITREC-II.

El modelo HITREC que se ensayó en la PSA, se basa en un diseño de receptor modular cerámico de (SiSiC) en forma de panal de abeja, con recirculación de aire a través de módulos para la refrigeración de las copas, ambos modelos son de 200kWt. El primero el HITREC-I sirvió para mostrar la viabilidad de alcanzar temperaturas de aire en torno a los 1000ºC.

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25 Figura 14. Diseño HITREC

El receptor HITREC-II se ensayó entre noviembre del 2000 y Mayo del 2001, con un total de 155 horas de operación, [4]. El principal problema de este receptor es que sufrió pequeños daños en al absorbedor. En su funcionamiento presentó un flujo máximo de 900 kW/m2, con una temperatura media de salida del aire de 840 ºC. Dos módulos de los 32 que componían el absorbedor resultaron dañados, figura 15, estos eran pertenecientes al centro del absorbedor. El problema era debido a una refrigeración excesiva en estos módulos que provocaba altos gradientes entre la temperatura en el centro de la copa y la de los bordes.

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26 Las eficiencias en el HITREC-II variaban según la temperatura de salida del aire, para 550 ºC, una eficiencia del 81%, mientras que de 700 a 800 ºC se obtuvieron eficiencias del 79 al 72%.

Antes de los ensayos con los receptores HITREC, se hicieron algunas mejoras en el lecho SULZER de la PSA, como el sistema de realimentación de aire, que era capaz de soportar temperaturas de hasta 280 ºC. En el sistema de recirculación del HITREC I y II se consiguió una relación de recirculación del aire (RRA) del 44.5% para una temperatura de 160 ºC en el aire de recirculación. Esta relación de recirculación resulta un tanto baja, aunque hay que tener en cuenta que este ensayo se hizo para unos caudales entre 0.07 y 0.09 kg/s bastante por debajo del caudal nominal.

Dentro de los receptores cerámicos está también el prototipo del DFLVR era un receptor con ventana de cuarzo, con una absorbedor de parrilla de hilos cerámicos, el receptor estaba diseñado para operar a temperaturas de 1050 ºC en circuito abierto o cerrado, con una apertura de 0.60 m.

El absorbente de hilos cerámicos estaba sujeto mediante una estructura cerámica, la ventana de cuarzo no estaba refrigerada. La ventana de cuarzo daba buena respuesta para los días con nubes, y se ven reducidas las pérdidas por convección. Se vio que eran posibles flujos de hasta 2.5 MW/m2.

Los problemas que presentó fueron los siguientes:

-Los termopares rompían para temperaturas entre 1250 y 1300 ºC, las fibras de SiC comienzan a oxidar a 1000 ºC.

- La ventana de cuarzo rompió debido a que el sellado de la ventana no era flexible.

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