ANÁLISIS Y PROPUESTAS DE SISTEMAS SOLARES DE ALTA...
Transcript of ANÁLISIS Y PROPUESTAS DE SISTEMAS SOLARES DE ALTA...
-
Departamento de Ingeniería Energética y Fluidomecánica
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales
ANÁLISIS Y PROPUESTAS DE SISTEMAS SOLARES DE ALTA EXERGÍA QUE EMPLEAN AGUA
COMO FLUIDO CALORÍFERO
Autora:
María José Montes Pita
Ingeniera Industrial
Directores:
Alberto Abánades Velasco (Doctor Ingeniero Industrial)
Marcelino Sánchez González (Doctor en Ciencias Químicas)
2008
-
i
Tribunal nombrado por el Magfco. y Excmo. Sr. Rector de la Universidad Politécnica de Madrid, el día 26 de septiembre de 2008. Presidente: José Mª Martínez-Val Peñalosa Vocal: Eduardo Zarza Moya Vocal: José Ignacio Linares Hurtado Vocal: Marta Muñoz Domínguez Secretario: Juan Manuel González Suplente: Manuel Antonio Silva Pérez Suplente: Benigno Sánchez Cabrero Realizado el acto de defensa y lectura de la tesis el día de de 200 en la E.T.S. Ingenieros Industriales. CALIFICACIÓN: EL PRESIDENTE LOS VOCALES
EL SECRETARIO
-
ii
-
iii
A mis padres, Carmen y Fernando, porque todo lo que soy os lo debo a vosotros.
A Miguel, por lo mucho que me quieres; por todas las horas dedicadas a esta Tesis que nos pertenecían.
Y a todas las personas que me han apoyado y animado durante estos cinco años de mi vida.
-
iv
-
v
AGRADECIMIENTOS
En esta última página que escribo, quiero recordar y agradecer a todas las personas que de una forma u otra
han hecho posible la finalización de esta tesis.
Gracias en primer lugar a mi familia, que ha sido mi mayor apoyo durante estos cinco años; a mis padres, por
su paciencia y por su cariño incondicional; a mis hermanos y a mis sobrinos, por todos los buenos momentos
que hemos pasado juntos; a mi abuela y a mis tíos, por haberme escuchado y por todos los consejos que me
han dado.
Gracias de manera muy especial a Miguel, por su presencia en todos los momentos, buenos o malos, que he
pasado durante estos años, no sólo relacionados con esta tesis. Gracias porque ha sido precisamente en los
momentos más difíciles cuando me he sentido más querida.
Gracias a todas las personas de la Universidad Politécnica con las que he trabajado; gracias a José Mª
Martínez-Val, por su apoyo y por la confianza que siempre ha depositado en mí; gracias a mi co-directores de
tesis, Alberto y Marcelino, por haberme guiado, pero también, por haberme dejado la suficiente libertad para
poder escoger y realizar esta investigación que ahora presento. Gracias a Mª Jesús, secretaria del
departamento. Y gracias a muchos otros profesores, con los que he podido hablar, de este y otros temas.
Gracias a mis compañeros de la UNED, con los que también he compartido muy buenos momentos: gracias a
Antonio, Sergio, Alicia, Chelo, Mireia, Marta, Maribel, Patrick, Paco, Santiago, Javier, y muchos otros, con
los que me inicié en la actividad de la docencia y que recuerdo ahora con muchísimo cariño.
Gracias a las personas del Ciemat que me han apoyado en este trabajo y en muchos otros. Gracias a mis
compañeros de solar: Benigno, Alfonso, Lourdes, Esther, Rocío, Gemma; gracias en especial a Eduardo
Zarza, por todas las conversaciones que hemos tenido, por todo lo que he aprendido de él, y por todo lo que
me ha ayudado en esta tesis. Gracias a mis jefes y compañeros de ingeniería, en especial a Ramón, Germán,
Begoña, José Ignacio y Santiago. Gracias a todos los compañeros y jefes de los dos proyectos en los que
participé mientras estuve en el Ciemat.
Gracias a todos mis amigos, que han sabido entender los momentos en los que los he tenido más olvidados;
gracias a mis amigos de la universidad, Gabriela, Ana, Jaime, Juan Luis, Ángel; a mis amigos montañeros y
de las carreras; y a mis amigos del trabajo, en especial a Marta.
Y no quería terminar esta lista de agradecimientos sin recordar a todos los bibliotecarios que he conocido
durante estos años, que se han preocupado por buscarme libros, referencias, etc. Gracias a los bibliotecarios
de la Escuela de Industriales, en especial a Dolores. Gracias a la bibliotecaria de energías renovables del
Ciemat, Lucía. Y gracias a Izaskun y Antonio, verdaderos compañeros de trabajo. Gracias por todos los
momentos que he compartido con vosotros; porque vuestra presencia silenciosa, me ayudó, desde el primer
día, a no sentirme sola.
Es imposible nombrar aquí a todas las personas a las que tengo que estar agradecida. Por eso, esta última
línea está dedicada a todas esas personas cuyos nombres no he mencionado. Gracias, muchas gracias.
-
María José Montes Pita Tesis Doctoral
vi
-
María José Montes Pita Tesis Doctoral
vii
ÍNDICE LISTA DE FIGURAS .................................................................................................................................. xiii
LISTA DE TABLAS ................................................................................................................................... xvii
RESUMEN ............................................................................................................................................ xxi
ABSTRACT .......................................................................................................................................... xxiii
INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................................xxv
CAPÍTULO 1: ESTUDIO DE LAS TECNOLOGÍAS DE CONCENTRACIÓN SOLAR MEDIANTE COLECTORES CILINDRO PARABÓLICOS................................................................ 1
1.1. Introducción 1
1.1.1. El Sol y la irradiación solar................................................................................................................. 2
1.1.2. Parámetros característicos de las superficies reales para el aprovechamiento térmico de la radiación
solar. ............................................................................................................................................................. 4
1.1.3. Clasificación de los colectores solares en función de la razón de concentración ............................... 7
1.2. Estudio de los colectores cilindro parabólicos.......................................................................................... 10
1.2.1. Desarrollo de la tecnología de colectores solares cilindro parabólicos............................................. 11
i. La cimentación y la estructura soporte ............................................................................................... 11
ii. Evolución del reflector cilindro parabólico ....................................................................................... 15
iii. Evolución del receptor...................................................................................................................... 16
a. Diseño de tubo absorbedor propuesto por Solel ............................................................................ 18
b. Diseño de tubo absorbedor propuesto por Schott.......................................................................... 18
c. Diseños alternativos de tubos absorbedores .................................................................................. 18
iv. El sistema de seguimiento solar ........................................................................................................ 19
v. Fluidos de transferencia de calor empleados en los colectores CCP.................................................. 21
1.2.2. Primeras experiencias en plantas termosolares con colectores cilindro parabólicos (1979-1990).... 22
i. SEGS-I................................................................................................................................................ 24
ii. SEGS-II ............................................................................................................................................. 25
iii. SEGS-III a SEGS-V ......................................................................................................................... 26
iv. SEGS-VI y SEGS-VII ...................................................................................................................... 26
v. SEGS-VIII y SEGS-IX ...................................................................................................................... 28
1.2.3. Proyectos actuales de plantas termosolares con colectores cilindro parabólicos basadas en la
tecnología convencional HTF..................................................................................................................... 31
i. Andasol ............................................................................................................................................... 31
ii. Central termosolar de Puertollano ..................................................................................................... 32
iii. Solnova 1 .......................................................................................................................................... 32
iv. Nevada Solar One (NSO).................................................................................................................. 32
1.2.4. Nuevos esquemas para plantas termosolares con colectores cilindro parabólicos............................ 33
i. Sistemas solares integrados en ciclos combinados (ISCCS)............................................................... 33
ii. Ciclos de Rankine orgánicos (ORC).................................................................................................. 34
iv. Generación directa de vapor (DSG).................................................................................................. 35
1.3. Sistemas de almacenamiento para plantas termosolares de colectores cilindro parabólicos .................... 36
1.3.1. Almacenamiento térmico de la energía............................................................................................. 37
i. Almacenamiento térmico en forma de calor sensible ......................................................................... 38
a. Almacenamiento en un único tanque............................................................................................. 39
a.1. Almacenamiento en un único tanque con efecto termoclino ................................................. 39
-
María José Montes Pita Tesis Doctoral
viii
a.2. Almacenamiento dual en un único tanque..............................................................................40
b. Almacenamiento en dos tanques....................................................................................................40
c. Almacenamiento en un sistema multitanque..................................................................................40
ii. Almacenamiento térmico con cambio de fase ....................................................................................41
1.3.2. Proyectos de sistemas de almacenamiento en plantas termosolares ..................................................42
i. Almacenamiento térmico utilizando aceite .........................................................................................43
ii. Almacenamiento en hormigón ...........................................................................................................44
iii. Almacenamiento térmico utilizando sales fundidas ..........................................................................45
1.4. La generación directa de vapor en colectores cilindro parabólicos...........................................................47
1.4.1. Proyectos para la generación directa de vapor en colectores cilindro parabólicos previos al proyecto
DISS ............................................................................................................................................................47
i. El proyecto ATS..................................................................................................................................48
a. Fase 1 .............................................................................................................................................48
b. Fase 2.............................................................................................................................................48
c. Fase 3 .............................................................................................................................................49
d. Fase 4.............................................................................................................................................49
ii. El proyecto HIPRESS ........................................................................................................................49
iii. El proyecto GUDE ............................................................................................................................50
iv. El proyecto PRODISS .......................................................................................................................51
1.4.2. El proyecto DISS...............................................................................................................................51
i. La planta experimental DISS instalada en la PSA (1996-1998)..........................................................52
ii. Operación y mantenimiento de la planta DISS (1999-2001)..............................................................56
a. Errores en el sistema de seguimiento del Sol .................................................................................56
b. Funcionamiento de las juntas rotativas ..........................................................................................57
c. Arranque y parada de la instalación ...............................................................................................57
d. Control de la presión y temperatura del vapor ...............................................................................58
1.4.3. Nuevos proyectos para la instalación de plantas termosolares comerciales con generación directa de
vapor............................................................................................................................................................58
i. El proyecto INDITEP y la planta ALMERÍA GDV............................................................................58
ii. El proyecto REAL-DISS ....................................................................................................................61
a. Los tubos absorbedores..................................................................................................................61
b. Uniones colector-colector y colector-tubería .................................................................................62
c. El almacenamiento térmico............................................................................................................62
Bibliografía del capítulo 1................................................................................................................................64
Lista de símbolos del capítulo 1.......................................................................................................................68
CAPÍTULO 2: MODELO TERMOFLUIDODINÁMICO DEL COLECTOR CILINDRO PARABÓLICO PARA GENERACIÓN DIRECTA DE VAPOR .................................69
2.1. Caracterización óptica del colector cilindro parabólico ............................................................................69
2.1.1. Parámetros para la determinación de la posición relativa colector-Sol .............................................70
i. Posicionamiento del Sol respecto a la superficie terrestre...................................................................70
a. Coordenadas horarias.....................................................................................................................71
b. Coordenadas horizontales ..............................................................................................................72
ii. Posicionamiento del colector en la superficie terrestre ......................................................................73
iii. Posición relativa del Sol respecto al colector: ángulo de incidencia .................................................73
2.1.2. Ángulo de incidencia de un colector cilindro parabólico: definición y cálculo................................74
2.2. Pérdidas ópticas y geométricas en un colector cilindro parabólico...........................................................76
-
María José Montes Pita Tesis Doctoral
ix
2.2.1. Pérdidas ópticas en un colector cilindro parabólico.......................................................................... 76
a. Reflectividad del espejo concentrador........................................................................................... 77
b. Factor de interceptación ................................................................................................................ 77
c. Transmisividad de la cubierta de cristal ........................................................................................ 77
d. Absortividad de la superficie selectiva.......................................................................................... 78
e. Rendimiento óptico pico ............................................................................................................... 78
2.2.2. Pérdidas geométricas en un colector cilindro parabólico.................................................................. 78
a. Pérdidas inherentes al colector (Modificador del ángulo de incidencia) ....................................... 79
b. Pérdidas por sombras entre filas (Row shadowing losses)............................................................ 80
2.3. Pérdidas térmicas en un colector cilindro parabólico ............................................................................... 84
2.4. Modelo termofluidodinámico del colector cilindro parabólico para generación directa de vapor............ 86
2.4.1. Balance energético en una sección transversal del tubo receptor ..................................................... 88
i. Transmisión de calor por convección entre el tubo absorbedor y el fluido......................................... 90
a. Fluido monofásico......................................................................................................................... 91
a.1. Ecuación de Petukhov............................................................................................................ 91
a.2. Ecuación de Gnielinski .......................................................................................................... 92
b. Fluido bifásico............................................................................................................................... 93
b.1. Correlación de Gungor y Winterton ...................................................................................... 96
ii. Transmisión de calor por conducción a través del espesor del tubo absorbedor................................ 98
iii. Transmisión de calor del tubo absorbedor a la cubierta transparente ............................................... 99
a. Transmisión de calor por convección............................................................................................ 99
a.1. Vacío en el espacio interanular .............................................................................................. 99
a.2. Presión en el espacio interanular ......................................................................................... 100
b. Transmisión de calor por radiación ............................................................................................. 101
iv. Transmisión de calor por conducción a través de la cubierta transparente ..................................... 101
v. Transmisión de calor de la cubierta transparente a la atmósfera...................................................... 102
a. Transmisión de calor por convección.......................................................................................... 102
a.1. Caso de que no exista viento ............................................................................................... 102
a.2. Caso de que exista viento .................................................................................................... 103
b. Transmisión de calor por radiación ............................................................................................. 104
vi. Absorción de la radiación solar....................................................................................................... 104
a. Absorción de la radiación solar en la cubierta transparente ........................................................ 104
b. Absorción de la radiación solar en el tubo absorbedor................................................................ 105
vii. Pérdida de calor a través de los soportes ....................................................................................... 106
2.4.1. Balance energético a lo largo de la longitud del receptor ............................................................... 107
i. Pérdida de presión para fluido monofásico (agua precalentada o vapor sobrecalentado)................. 109
ii. Pérdida de presión para un fluido bifásico (mezcla agua-vapor) ..................................................... 110
2.4.2. Balance exergético del colector cilindro parabólico ....................................................................... 111
i. Exergía de la radiación solar............................................................................................................. 111
ii. Exergía en la corriente de fluido que circula a través del tubo absorbedor...................................... 113
2.5. Rendimiento global de un colector cilindro parabólico.......................................................................... 114
a. Rendimiento global de un colector cilindro parabólico............................................................... 114
b. Rendimiento óptico pico y modificador del ángulo de incidencia de un colector cilindro
parabólico........................................................................................................................................ 115
c. Rendimiento térmico de un colector cilindro parabólico............................................................. 115
d. Rendimiento exergético de un colector cilindro parabólico ........................................................ 117
2.6. Análisis de sensibilidad para un lazo de colectores cilindro parabólicos con generación directa de vapor
........................................................................................................................................... 118
-
María José Montes Pita Tesis Doctoral
x
2.6.1. Parámetros nominales de partida para el lazo de colectores considerado........................................118
i. Parámetros geométricos y ópticos .....................................................................................................118
ii. Condiciones nominales de trabajo....................................................................................................121
2.6.2. Análisis de sensibilidad en función de diferentes parámetros .........................................................124
i. Ángulo de incidencia.........................................................................................................................124
ii. Reflectividad del espejo ...................................................................................................................126
iii. Emisividad de la superficie selectiva ..............................................................................................128
iv. Diámetro exterior del absorbedor ....................................................................................................130
v. Presión de entrada al lazo de colectores ...........................................................................................131
Bibliografía del capítulo 2..............................................................................................................................135
Lista de símbolos del capítulo 2.....................................................................................................................138
CAPÍTULO 3: ANÁLISIS COMPARATIVO DE LA GENERACIÓN DIRECTA DE VAPOR CON
OTRAS TECNOLOGÍAS QUE EMPLEAN DIFERENTES FLUIDOS DE TRABAJO EN EL COLECTOR CILINDRO PARABÓLICO.......................................................141
3.1. Análisis de las distintas opciones de fluidos caloríferos que se pueden emplear en el campo solar .......141
3.1.1. Uso de aceite como fluido de trabajo en el campo solar .................................................................142
i. Tipos de aceites utilizados en el campo solar de colectores cilindro parabólicos .............................142
ii. Aspectos de ingeniería relacionados con el uso de aceite en el campo solar....................................143
iii. Proyectos actuales con la tecnología del aceite ...............................................................................143
3.1.2. Uso de sales fundidas como fluido de trabajo en el campo solar ....................................................143
i. Tipos de sales utilizadas en el campo solar de colectores cilindro parabólicos.................................144
ii. Aspectos de ingeniería relacionados con el uso de sales en el campo solar .....................................145
iii. Campos de investigación dentro de la tecnología de sales fundidas ...............................................146
3.1.3. Uso de agua/vapor como fluido de trabajo en el campo solar .........................................................146
ii. Aspectos de ingeniería relacionados con el uso de agua en el campo solar .....................................147
iii. Proyectos demostrativos dentro de la tecnología GDV...................................................................148
3.2. Estudio comparativo, en condiciones de diseño, de plantas termosolares de 20 MWe para cada una de las
tecnologías HTF consideradas ...........................................................................................148
3.2.1. Punto de diseño para el campo solar ...............................................................................................149
3.2.2. Estudio del bloque de potencia de la planta termosolar en condiciones nominales.........................151
i. Caracterización del ciclo de potencia en condiciones nominales ......................................................153
a. Precalentadores del sistema de agua de circulación.....................................................................154
b. El generador de vapor (para los casos de aceite o sal fundida en el campo solar) .......................157
b.1. Precalentador........................................................................................................................158
b.2. Evaporador...........................................................................................................................159
b.3. Sobrecalentador (y recalentador) .........................................................................................160
ii. Resultados de la simulación del ciclo de potencia en condiciones nominales..................................161
a. Ciclo de potencia de 20 MWe acoplado a un campo CCP con Therminol VP-1 como fluido
calorífero..........................................................................................................................................161
b. Ciclo de potencia de 20 MWe acoplado a un campo CCP con Solar Salt como fluido calorífero
.........................................................................................................................................................164
c. Ciclo de potencia de 20 MWe acoplado a un campo CCP con agua/vapor como fluido calorífero
.........................................................................................................................................................167
3.2.3. Estudio del campo solar de la planta termosolar en condiciones de diseño ....................................171
i. Posibles configuraciones del campo solar .........................................................................................171
a. Configuración del campo solar en “H” ........................................................................................172
-
María José Montes Pita Tesis Doctoral
xi
b. Configuración del campo solar en “I” ......................................................................................... 173
c. Configuración elegida para la planta termosolar de 20 MWe ...................................................... 173
c. Caudal másico de fluido de trabajo en el campo solar para la planta termosolar de 20 MWe ..... 174
ii. El lazo de colectores cilindro parabólicos ....................................................................................... 174
a. Configuración del lazo de colectores para la planta termosolar de 20 MWe refrigerada por
Therminol VP-1 .............................................................................................................................. 175
b. Configuración del lazo de colectores para la planta termosolar de 20 MWe refrigerada por Solar
Salt .................................................................................................................................................. 179
c. Configuración del lazo de colectores para la planta termosolar GDV de 20 MWe...................... 183
iii. El sistema de tuberías colectoras de la planta................................................................................. 189
a. Configuración de las tuberías colectoras de entrada y salida para la planta termosolar de 20 MWe
refrigerada por Therminol VP-1...................................................................................................... 190
b. Configuración de las tuberías colectoras de entrada y salida para la planta termosolar de 20 MWe
refrigerada por Solar Salt ................................................................................................................ 192
c. Configuración de las tuberías colectoras de entrada y salida para la planta termosolar GDV de 20
MWe ................................................................................................................................................ 195
3.2.3. Rendimiento global de la planta termosolar en condiciones nominales ......................................... 196
3.3. Balance anual de plantas termosolares de 20 MWe para cada una de las tecnologías HTF consideradas
........................................................................................................................................... 197
3.3.1. Datos de radiación solar directa...................................................................................................... 198
3.3.2. Caracterización del bloque de potencia operando a cargas parciales.............................................. 200
i. Ecuaciones características que rigen el comportamiento de un ciclo de Rankine a cargas parciales 200
a. La turbina .................................................................................................................................... 200
a.1. Rendimiento isentrópico de la turbina ................................................................................. 200
a.2. Modificación de la presión en las extracciones en función del grado de carga ................... 201
a.2. Modificación de la presión en las extracciones en función del grado de carga ................... 201
a.3. Control de la turbina funcionando a cargas parciales .......................................................... 202
b. Los intercambiadores de calor..................................................................................................... 203
c. Bombas........................................................................................................................................ 207
ii. Análisis del bloque de potencia a cargas parciales .......................................................................... 207
3.3.3. Análisis del comportamiento del campo solar a cargas parciales ................................................... 208
3.3.4. Resultados del balance anual y análisis económico........................................................................ 210
Bibliografía del capítulo 3 ............................................................................................................................. 214
Lista de símbolos del capítulo 3 .................................................................................................................... 217
CAPÍTULO 4: ANÁLISIS DEL ACOPLAMIENTO A RED DE UNA PLANTA TERMOSOLAR DE
GENERACIÓN DIRECTA DE VAPOR: HIBRIDACIÓN Y ALMACENAMIENTO........................................................................................................................................... 219
4.1. Diseño de una planta termosolar de generación directa de vapor de 50 MWe........................................ 219
4.1.1. Optimización del acoplamiento campo solar-bloque de potencia................................................... 220
i. Parámetros de acoplamiento entre el campo solar y el bloque de potencia ...................................... 220
ii. Rendimiento del campo solar y del bloque de potencia en función de los parámetros de acoplamiento
............................................................................................................................................................. 221
iii. Rendimiento global de la planta termosolar ................................................................................... 224
4.2. Balance anual de una planta termosolar de generación directa de vapor sin almacenamiento ni
hibridación: optimización del múltiplo solar..................................................................... 227
-
María José Montes Pita Tesis Doctoral
xii
4.2.1. Definición de la configuración de la planta en función del múltiplo solar en condiciones de diseño
...................................................................................................................................................................227
i. Punto de diseño .................................................................................................................................227
ii. Caracterización del ciclo de potencia en condiciones nominales .....................................................228
iii. Configuración del campo solar en función del múltiplo solar.........................................................231
a. Configuración del lazo de colectores GDV..................................................................................231
b. Configuración de las tuberías colectoras de enlace......................................................................236
c. Diseño del campo de colectores en función del múltiplo solar ....................................................237
4.2.2. Datos de radiación solar directa anuales..........................................................................................238
4.2.3. Caracterización del bloque de potencia trabajando a cargas parciales ............................................239
4.2.4. Caracterización del campo solar a cargas parciales.........................................................................240
4.2.5. Producción anual de energía y coste de la electricidad generada en función del múltiplo solar .....243
4.3. Balance anual de una planta termosolar de generación directa de vapor con almacenamiento e
hibridación: optimización del acoplamiento a red .............................................................246
4.3.1. Balance anual de una planta termosolar GDV con hibridación mediante caldera auxiliar..............247
a. Hibridación redundante: central “sólo-solar”...............................................................................247
b. Hibridación en el caso de emplear un ciclo de Rankine convencional ........................................248
c. Hibridación en el caso de emplear un ciclo combinado (ISCCS: Integrated Solar Combined Cycle
System) ............................................................................................................................................248
c.1. Hibridación en serie con el generador de vapor de un ciclo combinado convencional. .......249
c.2. Hibridación por suplemento solar en la parte de baja presión de la turbina de vapor de un
ciclo combinado convencional ....................................................................................................250
d. Esquema de hibridación utilizado para las simulaciones .............................................................250
i. Análisis de la producción anual y coste de la electricidad en función del porcentaje de hibridación252
4.3.2. Balance anual de una planta termosolar GDV con hibridación mediante caldera auxiliar y
almacenamiento térmico............................................................................................................................254
i. Caracterización del sistema de almacenamiento térmico ..................................................................255
ii. Tamaño del campo de colectores cilindro parabólicos en función del múltiplo solar y caracterización
a cargas parciales..................................................................................................................................257
iii. Año meteorológico tipo en la Plataforma Solar de Almería............................................................259
iii. Estrategia de operación para el acoplamiento a la red eléctrica ......................................................262
v. Funcionamiento anual y análisis económico ....................................................................................273
Bibliografía del capítulo 4..............................................................................................................................276
Lista de simbolos del capítulo 4.....................................................................................................................278
CONCLUSIONES........................................................................................................................................279
BIBLIOGRAFÍA GENERAL DE LA TESIS............................................................................................285
-
María José Montes Pita Tesis Doctoral
xiii
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1. Intensidad del espectro solar en función de la longitud de onda .................................................... 2
Figura 1.2. Lazo de colectores cilindro parabólicos ubicado en la Plataforma Solar de Almería (PSA)........... 9
Figura 1.3. Sección transversal del diseño LS-2 y LS-3.................................................................................. 12
Figura 1.4. Filas de colectores SKAL-ET en la planta solar Andasol-1 ........................................................... 14
Figura 1.5. Colector de Sener en la planta Andasol-1 ..................................................................................... 15
Figura 1.6. Esquema del tubo absorbedor del colector LS-3........................................................................... 17
Figura 1.7. Las dos principales orientaciones del eje de giro de un colector cilindro parabólico.................... 19
Figura 1.8. Diferentes tipos de mecanismos de accionamiento ....................................................................... 20
Figura 1.9. Esquema de funcionamiento de la planta SEGS I de California ................................................... 24
Figura 1.10. Esquema de funcionamiento de la planta SEGS II de California ................................................ 25
Figura 1.11. Esquema de funcionamiento de la planta SEGS-VI y SEGS-VII ............................................... 27
Figura 1.12. Esquema de funcionamiento de la planta SEGS-VIII y SEGS-IX .............................................. 28
Figura 1.13. Campo solar en la planta solar Andasol-1................................................................................... 31
Figura 1.14. Planta termosolar de colectores cilindro parabólicos Nevada Solar One .................................... 33
Figura 1.15. Esquema de funcionamiento de un campo de colectores cilindro parabólicos acoplados a un
ciclo combinado..................................................................................................................................... 34
Figura 1.16. Esquema de funcionamiento de un campo de colectores cilindro parabólicos acoplados a un
ciclo de Rankine orgánico...................................................................................................................... 35
Figura 1.17. Esquema de un sistema de almacenamiento con sales, indirecto, en dos tanques....................... 46
Figura 1.18. Posiciones extremas del colector cuando existe flujo bifásico estratificado ............................... 50
Figura 1. 19. Esquema simplificado de la planta experimental DISS.............................................................. 52
Figura 1.20. Procesos básicos en generación directa de vapor: un-solo-paso, inyección y recirculación ....... 54
Figura 1.21. Esquema simplificado del campo solar de la planta ALMERÍA GDV....................................... 59
Figura 1.22. Esquema simplificado de las uniones flexibles colector-colector ó colector-tubería desarrolladas
por Senior Berghöfer (Ortiz y Kaufung, 2008)...................................................................................... 62
Figura 2.1. Trayectoria aparente del Sol alrededor de la Tierra y parámetros característicos asociados......... 70
Figura 2.2. Coordenadas horarias y horizontales para el posicionamiento del Sol.......................................... 73
Figura 2.3. Ángulo de incidencia de un colector cilindro parabólico .............................................................. 75
Figura 2.4. Parámetros ópticos del colector cilindro parabólico ..................................................................... 76
Figura 2.5. Pérdidas geométricas de final de un colector cilindro parabólico ................................................. 79
Figura 2.6. Figura esquemática de las sombras producidas entre filas paralelas de colectores CCP............... 81
Figura 2.7. Representación esquemática de la sombra entre colectores paralelos........................................... 82
Figura 2.8. Consideraciones geométricas en el colector solar ......................................................................... 83
Figura 2.9. Pérdidas térmicas en el tubo absorbedor de un colector cilindro parabólico................................. 85
Figura 2.10. Perfil simplificado del flujo de radiación sobre el tubo absorbedor del colector cilindro
parabólico .............................................................................................................................................. 87
Figura 2.11. Balance energético en una sección transversal del receptor de un colector cilindro parabólico . 88
Figura 2. 12. Unión brazo soporte y tubo receptor en un colector cilindro parabólico.................................. 106
Figura 2.13. Balance energético en sentido longitudinal a unos de los segmentos en que se divide el tubo
receptor ................................................................................................................................................ 107
Figura 2.14. Diagrama de pérdidas y rendimientos en un colector cilindro parabólico ................................ 116
Figura 2.15. Representación esquemática de un lazo de colectores para generación directa de vapor.......... 123
-
María José Montes Pita Tesis Doctoral
xiv
Figura 2.16. Pérdida de calor, pérdida de presión, rendimiento energético y rendimiento exergético para el
lazo de colectores GDV, en función de la variación del ángulo de incidencia respecto a su valor
nominal .................................................................................................................................................125
Figura 2.17. Pérdida de calor, caída de presión, rendimiento energético y rendimiento exergético para la
sección de precalentamiento y evaporación, en función de la variación del ángulo de incidencia
respecto a su valor nominal ..................................................................................................................126
Figura 2.18. Pérdida de calor, pérdida de presión, rendimiento energético y rendimiento exergético para la
sección de sobrecalentamiento, en función de la variación del ángulo de incidencia respecto a su valor
nominal .................................................................................................................................................126
Figura 2.19. Pérdida de calor, pérdida de presión, rendimiento energético y rendimiento exergético para el
lazo de colectores GDV, en función del valor de la reflectividad del espejo .......................................127
Figura 2.20. Pérdida de calor, pérdida de presión, rendimiento energético y rendimiento exergético para la
sección de evaporación del lazo de colectores GDV, en función del valor de la reflectividad del espejo
..............................................................................................................................................................127
Figura 2.21. Pérdida de calor, pérdida de presión, rendimiento energético y rendimiento exergético para la
sección de sobrecalentamiento del lazo de colectores GDV, en función del valor de la reflectividad del
espejo....................................................................................................................................................128
Figura 2.22. Pérdida de calor, pérdida de presión, rendimiento energético y rendimiento exergético para el
lazo de colectores GDV, en función del valor de la emisividad del tubo respecto a su valor nominal 129
Figura 2.23. Pérdida de calor, pérdida de presión, rendimiento energético y rendimiento exergético para la
sección de evaporación, en función del valor de la emisividad del tubo respecto a su valor nominal .129
Figura 2.24. Pérdida de calor, pérdida de presión, rendimiento energético y rendimiento exergético para la
sección de sobrecalentamiento, en función del valor de la emisividad del tubo respecto a su valor
nominal .................................................................................................................................................129
Figura 2.25. Pérdida de calor, pérdida de presión, rendimiento energético y rendimiento exergético para el
lazo de colectores GDV, en función del valor del diámetro del tubo absorbedor.................................130
Figura 2.26. Pérdida de calor, pérdida de presión, rendimiento energético y rendimiento exergético para la
sección de evaporación, en función del valor del diámetro del tubo absorbedor..................................131
Figura 2.27. Pérdida de calor, pérdida de presión, rendimiento energético y rendimiento exergético para la
sección de sobrecalentamiento, en función del valor del diámetro del tubo absorbedor ......................131
Figura 2.28. Pérdida de calor, pérdida de presión, rendimiento energético y rendimiento exergético para el
lazo de colectores GDV, en función del valor de la presión de entrada al colector..............................132
Figura 2.29. Pérdida de calor, pérdida de presión, rendimiento energético y rendimiento exergético para la
sección de evaporación, en función del valor de la presión de entrada al colector...............................132
Figura 2.30. Pérdida de calor, pérdida de presión, rendimiento energético y rendimiento exergético para la
sección de sobrecalentamiento, en función del valor de la presión de entrada al colector ...................133
Figura 3.1. Efectos de dimensionar el campo solar con distintos múltiplos solares.......................................151
Figura 3.2. Disposición óptima de las presiones de extracción de turbina para el ciclo regenerativo
considerado...........................................................................................................................................154
Figura 3.3. Esquema de temperaturas en un precalentador de superficie del ciclo de potencia .....................155
Figura 3.4. Esquema de un intercambiador de superficie genérico................................................................156
Figura 3.5. Diagrama de flujo para el ciclo de potencia de 20MWe acoplado al campo termosolar refrigerado
por Therminol VP-1 ..............................................................................................................................162
Figura 3.6. Diagrama de Mollier en condiciones nominales del ciclo de potencia acoplado al campo solar
refrigerado por Therminol VP-1 ...........................................................................................................162
Figura 3.7. Diagrama de flujo para el ciclo de potencia de 20MWe acoplado al campo solar refrigerado por
Solar Salt ..............................................................................................................................................165
-
María José Montes Pita Tesis Doctoral
xv
Figura 3. 8. Diagrama de Mollier en condiciones nominales del ciclo de potencia acoplado al campo solar
refrigerado por Solar Salt..................................................................................................................... 165
Figura 3.9. Diagrama de flujo para el ciclo de potencia de 20MWe acoplado al campo solar GDV............. 168
Figura 3.10. Diagrama de Mollier en condiciones nominales del ciclo de potencia acoplado al campo solar
GDV..................................................................................................................................................... 168
Figura 3.11. Configuración en “H” del campo de colectores CCP para la planta termosolar Andasol 1 ...... 172
Figura 3.12. Configuración en “I” del campo de colectores CCP para la planta termosolar SEGS VI ......... 173
Figura 3.13. Configuración del lazo de colectores para el campo solar refrigerado por Therminol VP-1..... 175
Figura 3.14. Configuración del lazo de colectores para el campo solar refrigerado por Solar Salt ............... 180
Figura 3.15. Configuración del lazo de colectores para el campo solar GDV.............................................. 184
Figura 3.16. Variación del rendimiento isentrópico de la turbina en función del grado de carga ................. 201
Figura 3.17. Rendimiento del turbo-generador en función de la carga.......................................................... 202
Figura 3.18. Rendimiento del ciclo de potencia en función de la carga, para las tres plantas termosolares
consideradas......................................................................................................................................... 208
Figura 3.19. Potencia térmica suministrada por cada uno de los campos solares considerados en función de la
radiación solar directa incidente .......................................................................................................... 209
Figura 3.20. Rendimiento del campo solar en función de la radiación directa, para cada una de las tecnologías
HTF consideradas. ............................................................................................................................... 210
Figura 3.21. Variación del rendimiento anual y del LEC (c€/kWhe) en cada una de las tecnologías
consideradas......................................................................................................................................... 213
Figura 4.1. Rendimiento del ciclo de potencia y del campo solar en función del número de extracciones de
turbina y de la temperatura de entrada a turbina, para una presión de entrada a turbina igual a 90 bar223
Figura 4.2. Rendimiento del ciclo de potencia y del campo solar en función del número de extracciones de
turbina y de la temperatura de entrada a turbina, para una presión de entrada a turbina igual a 100 bar
............................................................................................................................................................. 223
Figura 4.3. Rendimiento del ciclo de potencia y del campo solar en función del número de extracciones de
turbina y de la temperatura de entrada a turbina, para una presión de entrada a turbina igual a 110 bar
............................................................................................................................................................. 224
Figura 4.4. Rendimiento global de la planta termosolar en función del número de extracciones de turbina y de
la temperatura de entrada a turbina, para una presión de entrada a turbina igual a 90 bar................... 225
Figura 4.5. Rendimiento global de la planta termosolar en función del número de extracciones de turbina y de
la temperatura de entrada a turbina, para una presión de entrada a turbina igual a 100 bar................. 225
Figura 4.6. Rendimiento global de la planta termosolar en función del número de extracciones de turbina y de
la temperatura de entrada a turbina, para una presión de entrada a turbina igual a 110 bar................. 226
Figura 4.7. Diagrama de flujo para el ciclo de potencia de 50 MWe acoplado al campo solar GDV ........... 228
Figura 4.8. Diagrama de Mollier para el ciclo de potencia de 50 MWe acoplado al campo solar GDV ....... 229
Figura 4.9. Configuración del lazo de colectores para la planta termosolar GDV de 50 MWe ..................... 232
Figura 4.10. Posición relativa Sol-colector CCP, en el mediodía solar, para una orientación N-S del eje del
colector (Fuente: Zarza, 2002) ............................................................................................................. 239
Figura 4.11. Variación del rendimiento térmico del ciclo de potencia en función de la carga ...................... 240
Figura 4.12. Potencia térmica del campo solar a cargas parciales en función del número de lazos .............. 241
Figura 4.13. Rendimiento del campo solar en función de la radiación solar directa ..................................... 242
Figura 4.14. Ciclos de limpieza de los espejos y reflectividad media ........................................................... 242
Figura 4.15. Costes de electricidad producida para cada tamaño de campo solar GDV considerado y para los
cinco años en estudio ........................................................................................................................... 245
Figura 4.16. Hibridación redundante de una central “sólo-solar” ................................................................. 247
Figura 4.17. Esquemas de hibridación ciclo del campo solar GDV con un ciclo de Rankine convencional. 248
-
María José Montes Pita Tesis Doctoral
xvi
Figura 4.18. Esquema de planta termosolar GDV con hibridación en serie con el generador de vapor de un
ciclo combinado convencional ............................................................................................................249
Figura 4.19. Esquema de planta termosolar GDV con hibridación por suplemento solar en la parte de baja
presión de la turbina de vapor de un ciclo combinado convencional ...................................................250
Figura 4.20. Esquema de una planta termosolar GDV con almacenamiento e hibridación ...........................251
Figura 4.21. Rendimiento de la caldera de gas natural en función del grado de carga...................................251
Figura 4.22. Costes de electricidad producida para cada tamaño de campo solar GDV considerado, en función
del porcentaje de hibridación para el año 1998 ....................................................................................253
Figura 4.23. Esquema de una planta termosolar GDV con almacenamiento e hibridación ...........................254
Figura 4.24. Operación de una planta termosolar con múltiplo solar mayor que uno y almacenamiento
térmico..................................................................................................................................................256
Figura 4.25. Potencia térmica del campo solar a cargas parciales en función del número de lazos...............258
Figura 4.26. Ejemplos de días claros en el año tipo utilizado para el cálculo ................................................260
Figura 4.27. Ejemplos de días nublados en el año tipo utilizado para el cálculo ...........................................260
Figura 4.28. Radiación solar directa y potencia térmica producida por los campos solares GDV considerados
para un día claro con horario de invierno (23 de febrero) ....................................................................264
Figura 4.29. Estrategia de operación para la planta termosolar GDV de 44 lazos en un día claro con horario
de invierno (23 de febrero) ...................................................................................................................265
Figura 4.30. Estrategia de operación para la planta termosolar GDV de 60 lazos en un día claro con horario
de invierno (23 de febrero) ...................................................................................................................265
Figura 4.31. Estrategia de operación para la planta termosolar GDV de 84 lazos en un día claro con horario
de invierno (23 de febrero) ...................................................................................................................266
Figura 4.32. Radiación solar directa y potencia térmica producida por los campos solares GDV considerados
para un día claro con horario de verano (21 de julio) ...........................................................................266
Figura 4.33. Estrategia de operación para la planta termosolar GDV de 44 lazos en un día claro con horario
de verano (21 de julio)..........................................................................................................................267
Figura 4.34. Estrategia de operación para la planta termosolar GDV de 60 lazos en un día claro con horario
de verano (21 de julio)..........................................................................................................................267
Figura 4.35. Estrategia de operación para la planta termosolar GDV de 84 lazos en un día claro con horario
de verano (21 de julio)..........................................................................................................................268
Figura 4.36. Radiación solar directa y potencia térmica producida por los campos solares GDV considerados
para un día nublado de invierno (13 de marzo) ....................................................................................269
Figura 4.37. Estrategia de operación para la planta termosolar GDV de 44 lazos en un día nublado con
horario de invierno (13 de marzo) ........................................................................................................269
Figura 4.38. Estrategia de operación para la planta termosolar GDV de 60 lazos en un día nublado con
horario de invierno (13 de marzo) ........................................................................................................270
Figura 4.39. Estrategia de operación para la planta termosolar GDV de 84 lazos en un día nublado con
horario de invierno (13 de marzo) ........................................................................................................270
Figura 4.40. Radiación solar directa y potencia térmica producida por los campos solares GDV considerados
para un día nublado con horario de verano (3 de septiembre) ..............................................................271
Figura 4.41. Estrategia de operación para la planta termosolar GDV de 44 lazos en un día nublado con
horario de verano (3 de septiembre) .....................................................................................................271
Figura 4.42. Estrategia de operación para la planta termosolar GDV de 60 lazos en un día nublado con
horario de verano (3 de septiembre) .....................................................................................................272
Figura 4.43. Estrategia de operación para la planta termosolar GDV de 84 lazos en un día nublado con
horario de verano (3 de septiembre) .....................................................................................................272
Figura 4.44. Coste del kWhe para diferentes tamaños de plantas termosolares GDV con almacenamiento e
hibridación............................................................................................................................................275
-
María José Montes Pita Tesis Doctoral
xvii
LISTA DE TABLAS
Tabla 1.1. Parámetros de los principales colectores cilindro parabólicos ...................................................... 14
Tabla 1. 2. Absortividad y emisividad del recubrimiento selectivo NAC a 550 ºC, después de 3 y 100 horas
de funcionamiento (Fuente: Benz et al., 2008) ...................................................................................... 18
Tabla 1.3. Características básicas de las plantas SEGS-I a SEGS-IX ............................................................. 30
Tabla 1. 4. Materiales utilizados en el almacenamiento para sistemas solares de concentración de media y alta
temperatura (Fuente: Winter et al., 1990) .............................................................................................. 38
Tabla 1.5. Experiencias de sistemas de almacenamiento en plantas termosolares. ......................................... 43
Tabla 1.6. Características principales de la fila de colectores DISS................................................................ 53
Tabla 1.7. Modos de operación principales de la fila de colectores DISS....................................................... 54
Tabla 1.8. Resultados de la simulación del funcionamiento anual de la planta ALMERÍA GDV .................. 60
Tabla 2.1. Parámetros ópticos del colector Eurotrough .................................................................................. 77
Tabla 2.2. Relación de los números empleados en los subíndices................................................................... 89
Tabla 2.3. Definiciones de los flujos de calor que intervienen en el balance energético................................. 90
Tabla 2.4. Correlaciones para el cálculo del coeficiente global de transmisión de calor en ebullición ........... 93
Tabla 2.5. Parámetros ópticos del colector Eurotrough ................................................................................ 118
Tabla 2.6. Parámetros geométricos del colector Eurotrough ........................................................................ 119
Tabla 2.7. Valores del coeficiente y, para distintos tipos de acero, en función de la temperatura................. 120
Tabla 2.8. Valores de la tensión máxima admisible para el acero A335 ....................................................... 120
Tabla 2.9. Condiciones para el punto de diseño elegido ............................................................................... 121
Tabla 2.10. Configuración para un lazo tipo de generación directa de vapor, en una planta de 50 MWe ..... 122
Tabla 2.11. Condiciones de entalpía, temperatura y presión para los caudales másicos de los puntos marcados
en la figura (2.15)................................................................................................................................. 123
Tabla 2.12. Resultado de la simulación de la fila tipo GDV en condiciones nominales ............................... 123
Tabla 3.1. Características de las sales de nitrato empleadas en aplicaciones solares .................................... 144
Tabla 3.2. Parámetros característicos en el punto de diseño para la planta termosolar de 20 MWe .............. 150
Tabla 3.3. Parámetros característicos de los ciclos de Rankine en función de la potencia............................ 152
Tabla 3.4. Parámetros en condiciones nominales de los ciclos de potencia elegido para cada tecnología HTF
............................................................................................................................................................. 153
Tabla 3.5. Propiedades termofísicas, en condiciones nominales, de los puntos principales del ciclo de
Rankine acoplado a un campo solar refrigerado por Therminol VP-1 ................................................. 163
Tabla 3.6. Resultados globales de la simulación en condiciones nominales del ciclo de Rankine acoplado al
campo solar refrigerado por Therminol VP-1 ...................................................................................... 164
Tabla 3.7. Parámetros térmicos de los cambiadores de calor del ciclo de potencia acoplado al campo solar
refrigerado por Therminol VP-1........................................................................................................... 164
Tabla 3.8. Propiedades termofísicas, en condiciones nominales, de los puntos principales del ciclo de
Rankine acoplado a un campo solar refrigerado por Solar Salt ........................................................... 166
Tabla 3.9. Resultados de la simulación del ciclo de Rankine acoplado a un campo solar refrigerado por Solar
Salt ....................................................................................................................................................... 167
Tabla 3.10. Parámetros térmicos de los cambiadores de calor del ciclo de potencia acoplado al campo solar
refrigerado por Solar Salt..................................................................................................................... 167
Tabla 3.11. Propiedades termofísicas en los puntos principales del ciclo de Rankine acoplado a un campo
solar GDV............................................................................................................................................ 169
Tabla 3.12. Resultados de la simulación del ciclo de Rankine acoplado a un campo solar GDV................. 170
-
Resumen
xviii
Tabla 3.13. Parámetros térmicos de los cambiadores de calor del ciclo de potencia acoplado al campo solar
GDV .....................................................................................................................................................170
Tabla 3.14. Parámetros principales de los ciclos de potencia acoplados a cada uno de los campo solares....170
Tabla 3.15. Potencia térmica y caudal de fluido calorífero necesario en condiciones de diseño para cada uno
de los casos considerados .....................................................................................................................174
Tabla 3.16. Configuración de las conexiones entre colectores para un mismo lazo ......................................175
Tabla 3.17. Parámetros geométricos del lazo de colectores para el campo solar refrigerado por Therminol
VP-1......................................................................................................................................................176
Tabla 3.18. Propiedades termofísicas del Therminol VP-1, módulo a módulo, a lo largo del lazo de colectores
en condiciones de diseño ......................................................................................................................177
Tabla 3.19. Resultados de la simulación del lazo de colectores de Therminol VP-1 en condiciones de diseño
..............................................................................................................................................................179
Tabla 3.20. Propiedades termofísicas de la Solar Salt, módulo a módulo, a lo largo del lazo de colectores en
condiciones de diseño...........................................................................................................................181
Tabla 3.21. Resultados de la simulación del lazo de colectores de Solar Salt en condiciones de diseño .....183
Tabla 3.22. Propiedades termofísicas del agua-vapor, módulo a módulo, a lo largo de la zona de
precalentamiento y ebullición, en condiciones de diseño.....................................................................185
Tabla 3.23. Propiedades termofísicas del agua-vapor, módulo a módulo, a lo largo de la zona de
sobrecalentamiento, en condiciones de diseño .....................................................................................187
Tabla 3.24. Resultados de la simulación del lazo de colectores GDV en condiciones de diseño .................188
Tabla 3.25. Comparación entre los resultados de la simulación del lazo de colectores para cada una de las
tecnologías HTF, en condiciones de diseño .........................................................................................188
Tabla 3.26. Configuración de las tuberías colectores de la planta termosolar ...............................................189
Tabla 3.27. Propiedades termofísicas del Therminol VP-1, tramo a tramo, a lo largo de la tubería colectora de
entrada al sub-campo oeste (aceite frío) ...............................................................................................190
Tabla 3.28. Propiedades termofísicas del Therminol VP-1, tramo a tramo, a lo largo de la tubería colectora de
entrada al sub-campo este (aceite frío) .................................................................................................191
Tabla 3.29. Propiedades termofísicas del Therminol VP-1, tramo a tramo, a lo largo de la tubería colectora de
salida del sub-campo oeste (aceite caliente) .........................................................................................191
Tabla 3.30. Propiedades termofísicas del Therminol VP-1, tramo a tramo, a lo largo de la tubería colectora de
salida del sub-campo este (aceite caliente) ...........................................................................................192
Tabla 3.31. Propiedades termofísicas de la sal Solar Salt, tramo a tramo, a lo largo de la tubería colectora de
entrada al sub-campo oeste (sal fría) ....................................................................................................193
Tabla 3.32. Propiedades termofísicas de la sal Solar Salt, tramo a tramo, a lo largo de la tubería colectora de
entrada al sub-campo este (sal fría) ......................................................................................................193
Tabla 3.33. Propiedades termofísicas de la sal Solar Salt, tramo a tramo, a lo largo de la tubería colectora de
salida del sub-campo oeste (sal caliente)..............................................................................................194
Tabla 3.34. Propiedades termofísicas de la sal Solar Salt, tramo a tramo, a lo largo de la tubería colectora de
salida del sub-campo oeste (sal caliente)..............................................................................................194
Tabla 3.35. Propiedades termofísicas del agua, tramo a tramo, a lo largo de la tubería colectora de entrada a
los sub-campos este y oeste del campo solar GDV ..............................................................................195
Tabla 3.36. Propiedades termofísicas del vapor, tramo a tramo, a lo largo de la tubería colectora de salida de
los sub-campos este y oeste del campo solar GDV ..............................................................................196
Tabla 3.37. Rendimiento global de la planta termosolar en condiciones nominales para cada una de las tres
tecnologías HTF consideradas..............................................................................................................197
Tabla 3.38. Medias mensuales de los datos de radiación directa para un año meteorológico tipo.................199
Tabla 3.39. Desviaciones máximas y mínimas respecto a los valores mensuales de radiación directa .........199
Tabla 3.40. Comparación del año tipo con los valores de los años escogidos para la simulación .................199
-
María José Montes Pita Tesis Doctoral
xix
Tabla 3.41. Análisis del comportamiento térmico del ciclo a caras parciales, para cada una de las tecnologías
HTF consideradas. ............................................................................................................................... 207
Tabla 3.42. Potencia térmica del campo solar en función de la radiación directa, para cada uno de los tres
casos de fluido calorífero considerados. .............................................................................................. 209
Tabla 3.43. Datos de coste utilizados para el análisis económico de las tres tecnologías HTF..................... 211
Tabla 3.44. Producción anual y coste del kWhe para cada una de las tres tecnologías HTF consideradas ... 212
Tabla 4.1. Parámetros característicos de los ciclos de Rankine en función de la potencia............................ 220
Tabla 4.2. Parámetros en condiciones nominales de los ciclos de potencia considerados ............................ 222
Tabla 4.3. Parámetros característicos en el punto de diseño para la planta termosolar GDV de 50 MWe ... 227
Tabla 4.4. Propiedades termofísicas en los puntos principales del ciclo de Rankine de 50 MWe acoplado a un
campo solar GDV ................................................................................................................................ 230
Tabla 4.5. Propiedades termofísicas del agua-vapor, módulo a módulo, a lo largo de la zona de
precalentamiento y evaporación, en condiciones de diseño................................................................. 233
Tabla 4.6. Propiedades termofísicas del agua-vapor, módulo a módulo, a lo largo de la zona de
sobrecalentamiento, en condiciones de diseño..................................................................................... 235
Tabla 4.7. Resultados de la simulación del lazo de colectores GDV en condiciones de diseño................... 236
Tabla 4.8. Propiedades termofísicas del agua fría, tramo a tramo, a lo largo de la tubería colectora de entrada
al campo solar ...................................................................................................................................... 236
Tabla 4.9. Propiedades termofísicas del agua fría, tramo a tramo, a lo largo de la tubería colectora de entrada
al campo solar ...................................................................................................................................... 237
Tabla 4.10. Múltiplo solar para cada tamaño de campo considerado............................................................ 238
Tabla 4.11. Parámetros característicos del ciclo de potencia para distintos niveles de carga........................ 239
Tabla 4. 12. Potencia térmica del campo solar en función de la radiación solar directa incidente ................ 241
Tabla 4.13. Producción anual de energía eléctrica para cada tamaño de campo solar GDV considerado y para
los cinco años en estudio...................................................................................................................... 243
Tabla 4.14. Datos de coste utilizados para el análisis económico de las plantas termosolares GDV............ 244
Tabla 4.15. Costes de la electricidad producida para cada tamaño de campo solar GDV considerado y para
los cinco años en estudio...................................................................................................................... 245
Tabla 4.16. Producción anual de energía eléctrica para cada tamaño de campo solar GDV considerado, en
función del porcentaje de hibridación fósil para el año 1998............................................................... 252
Tabla 4.17. Costes de electricidad producida para cada tamaño de campo solar GDV considerado, en función
del porcentaje de hibridación para el año 1998.................................................................................... 252
Tabla 4.18. Consumo de combustible fósil para cada tamaño de campo solar GDV considerado, en función
del porcentaje de hibridación ............................................................................................................... 253
Tabla 4.19. Configuración del lazo de colectores para la planta GDV considerada...................................... 257
Tabla 4.20. Múltiplo solar para cada tamaño de campo considerado............................................................ 257
Tabla 4.21. Regresiones lineales para el cálculo de la potencia térmica del campo solar GDV en función de la
radiación solar directa .......................................................................................................................... 258
Tabla 4.22. Meses elegidos para la elaboración del año meteorológico tipo en la Plataforma Solar de Almería
............................................................................................................................................................. 259
Tabla 4. 23. Clasificación de los días del año meteorológico tipo utilizado para el cálculo ......................... 261
Tabla 4.24. Porcentaje mensual de días claros, nublados y cubiertos en Almería, España ........................... 262
Tabla 4.25. Discriminación horaria para el sistema de tarifas español (BOE, 661/2007) ............................. 262
Tabla 4.26. Energía eléctrica anual producida para cada tamaño de campo solar GDV considerado ........... 273
Tabla 4.27. Consumo de combustible fósil y porcentaje de hibridación para cada tamaño de campo solar
GDV considerado ................................................................................................................................ 273
Tabla 4.28. Coste del kWhe para cada tamaño de campo solar GDV considerado........................................ 274
-
María José Montes Pita Tesis Doctoral
xxi
RESUMEN
Esta tesis doctoral se ha centrado en el estudio de la generación directa de vapor en colectores cilindro parabólicos, como una alternativa viable a corto plazo para la producción de electricidad mediante sistemas de concentración solar. Las dos líneas de investigación principales de esta tesis han sido el estudio termofluidodinámico del proceso de generación directa de vapor dentro del tubo receptor del colector cilindro parabólico -proceso GDV- y la integración de dicho proceso en plantas termosolares para la producción de electricidad. La novedad de esta tesis reside en que, hasta el momento, no existe ninguna planta termosolar de generación directa de vapor con colectores cilindro parabólicos, y sólo se ha construido un lazo de pruebas para ensayar esta tecnología en la Plataforma Solar de Almería, dentro del proyecto DISS (DIrect Steam Generation). A partir de este proyecto, que sirvió para demostrar la viabilidad técnica de la generación directa de vapor, se han puesto en marcha dos nuevos proyectos para la construcción de centrales termosolares basadas en esta tecnología, de pequeña potencia (3 MWe y 5 MWe), aunque el objetivo final sigue siendo la construcción, en un futuro, de una planta de 50 MWe. Para iniciar el estudio de la generación directa de vapor en colectores cilindro parabólicos, se ha desarrollado un modelo termofluidodinámico del tubo receptor a través del cual pasa el fluido calorífero, en este caso, agua-vapor. Dicho modelo estudia de forma muy detallada las correlaciones para la transmisión de calor entre las diferentes superficies, con especial atención a la simulación de la zona de flujo bifásico por el interior del tubo receptor, tanto en la determinación del coeficiente de transmisión de calor por convección como en la pérdida de presión en este régimen. Debido a que el modelo termofluidodinámico está basado en balances teóricos de energía en lugar de coeficientes globales de transmisión de calor, presenta dos ventajas importantes sobre otros modelos similares de generación directa de vapor. Por un lado, permite analizar y optimizar los parámetros de diseño -ópticos, térmicos y geométricos- del tubo receptor. Por otro lado, permite estudiar el comportamiento térmico del colector cuando circulan otros fluidos de trabajo a través del tubo receptor, sin más que cambiar las propiedades características del fluido de trabajo. De esta forma, se ha realizado en primer lugar un análisis de sensibilidad para identificar los parámetros de diseño que más influyen en el comportamiento térmico de un lazo de colectores tipo integrado en una planta GDV de 50 MWe. El análisis se ha realizado desde un punto de vista energético y exergético. Se ha considerado importante incorporar la variable exergía, pues informa sobre la calidad de la energía transmitida y las irreversiblidades asociadas a dicha transmisión. En segundo lugar, se ha podido realizar un análisis comparativo de la generación directa de vapor con otras tecnologías que emplean diferentes fluidos de trabajo en el receptor del colector cilindro parabólico. Estas tecnologías, en las que el fluido calorífero del campo solar no coincide con el fluido de trabajo del bloque de potencia se engloban bajo el nombre de tecnologías HTF (Hear Transfer Fluid). Los fluidos de trabajo que se han considerado para este estudio han sido: agua-vapor, aceite (Therminol VP-1) y sales fundidas (Solar Salt). Con el fin de fijar una adecuada ventana de diseño en la que cada tecnología pueda ser comparada en condiciones similares, el estudio comparativo se ha centrado en una planta de 20 MWe para cada una de las tecnologías consideradas, sin hibridación ni almacenamiento térmico. Los resultados obtenidos en este estudio ponen de manifiesto que la generación directa de vapor presenta unos rendimientos, en condiciones de diseño y anuales, claramente superiores a los de las otras tecnologías HTF. Existen multitud de factores que influyen en estas diferencias. Entre otros, la ausencia de un generador
-
Resumen
xxii
de vapor intermedio entre el campo solar y el bloque de potencia, además de la menor superficie de espejos que se precisa en el caso de la generación directa de vapor. Para terminar este trabajo de investigación, el estudio se ha centrado en una planta termosolar GDV de 50 MWe. Se ha elegido este tamaño de planta porque es el tamaño óptimo para trabajar con colectores cilindro parabólicos. No se recomienda ir a tamaños de planta mucho mayores, ya que el control y la estabilidad entre lazos paralelos se complica a medida que aumenta la extensión del campo solar; las pérdidas de cargas en las tuberías de interconexión crecen exponencialmente al aumentar el tamaño del campo; de igual forma, los costes de inversión también se multiplican al aumentar la superficie de espejos. Una vez fijado el tamaño de planta, el estudio se ha centrado en la optimización del acoplamiento campo solar-bloque de potencia. Como resultado de dicho análisis se han identificado los parámetros de acoplamiento, proponiéndose valores óptimos para cada uno de ellos. Por último, se han propuesto tres esquemas de plantas termosolares GDV de 50 MWe: plantas sin almacenamiento ni hibridación, plantas con hibridación mediante caldera auxiliar de gas natural, y plantas con