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CAPACITACIÓN PARA LOS ESTADOS MIEMBROS DE LA

CURSO CAPEV 1 2011

CURSO DE CAPACITACIÓN VIRTUAL:

DISEÑO E IMPLEMENTACIÓN DE SISTEMAS HÍBRIDOS COMBINADOS (AVANCES TECNOLÓGICOS Y REGULACIÓN)

Dr. Oscar Alfredo Jaramillo SalgadoCentro de Investigación en Energía. Universidad Nacional Autónoma de México.

[email protected] 29 de marzo 2011

mailto:[email protected]

Sistemas híbridos de concentración solar y sistemas

convencionales de generación de potencia.

Un poco de historia en el uso de la energía solar en la conversión fototérmica

• Siglos VII y VIII A. C., las sacerdotisasvestales romanas prendían fuego conespejos cónicos (Plutarco).

• 212 A. C., Arquímides defiende Siracusade la flota romana (Galeno).

• 77 D. C., Los romanos usaban lentespara prender fuego y cauterizar heridas(Plinio).

• 1000, Proclus repite la hazaña deArquímides durante el sitio deconstantinopla (Ioanne Zonaras).

• 1615, Salomon de Caux construye laprimera máquina solar a partir dediversos estudios sobre lacondensación y expansión del vapor.

• Mitad del siglo XVII, Athanasius Kircherintenta repetir los espejos quemantesde Arquímides

• Finales del siglo XVII, von Tschirnhusconstruye lentes para derretir metalesy cerámicas.

212 A. C., Arquímedes defiende Siracusa de la flota romana (Galeno).

• 1695, Targioni y Averani tratan de fundirdiamante con un espejo concentrador.

• 1747, Buffon prende fuego a una celdas demadera a 65 metros de distancia, con unsistema de 168 espejos planos.

• 1744, Joseph Priestly produjo oxígenocalentando oxido mercúrico con unconcentrador solar. Concluyo que el aire esuna mezcla de gases

• Lavoisier también usó concentradoressolares en sus experimentos.

• Bessemer (siglo XIX) usó concentradorespara fundir cobre y zinc.

• Augustin Bouchot entre 1864 y 1882construyo varios concentradores cónicossolares para mover máquinas de vapor.

• Ericsson, máquina con concentrador decanal parabólico en 1870.

• En 1912 Shuman construyó una planta decanal parabólico de 55 kW para bombearagua en Egipto.

•Horno Solar de Antoine Lavoisier

Exposición Universal de París, 1882Estos dispositivos fueron los precursores de los colectores parabólicos modernos

En la década de 1970 se llevan a caboinvestigaciones muy importantespara generar electricidad mediantesistemas de engría solar.

1991, primera central eléctricacomercial con una capacidad de 354MWe, basada sobre el concepto deenergía solar concentrada (enCalifornia, Estados Unidos). Estaplanta fue erigida sobre un área de 7kilómetros cuadrados y suministrabaa la red cerca de 800 millones deKWh/año.

Sin embargo, la mayoría de lasplantas de energía solar concentradaen operación siguen siendoprototipos o plantas de demostracióny requieren de importantes subsidiospara su operación.

• Como se mencionó, una desventaja de los colectores concentradores es quesolamente utilizan la componente directa de la radiación solar, porque lacomponente difusa no se puede concentrar por la mayoría de los concentradores.• El colector que concentrador puede capturar más radiación por unidad de áreade abertura que un colector del placa plana.• La luz reflejada o refractada se concentra en una zona focal, así se aumenta elflujo de energía en el receptor.• Los concentradores se puede también clasificar en los que forman una imagenbien definida del sol y aquellos que no forma una imagen definida (como el caso delCPC)• Los colectores que forman una imagen definida en le receptor son:

• Reflector lineal tipo Fresnel.• Concentrador de canal parabólico .• Plato parabólico.• Receptor de torre central.

Colectores concentradores con seguimiento solar

• Tecnologías termosolares de concentración para la producción de potenciaeléctrica: la de canal parabólico, la de torre central, de espejos tipo Fresnel y la dedisco parabólico.

Marco Teórico de los Concentradores

El cociente de concentración o razón de concentración (C) se define como la razóndel área de abertura y el área del receptor; es decir,

Por lo tanto, la energía irradiada desde el sol y recibida por el concentrador es

Un receptor (perfecto) de cuerpo negro irradia la energía igual a y unafracción de esto alcanza el sol,

Bajo esta condición idealizada, la temperatura máxima del receptor es igual a la delsol. Según la segunda ley de la termodinámica, esto es verdad solamente cuando________ . Por lo tanto, de (3.80) y (3.81)

Puesto que el valor máximo de es igual a 1, el cociente de concentraciónmáximo para los concentradores tridimensionales es :

[ considerando que ]

Análogamente para un receptor lineal se tiene

La Tabla 10.1 da una descripción de algunas de las características defuncionamiento de los Concentradores Solares de Potencia (Muller-Steinhagen yTrieb, 2004). Las eficiencias fotovoltaicas totales, definidas como la producción deenergía neta sobre la radiación incidente de energía solar directa, son más bajasque las eficacias de conversión solar térmica.

Un esquema básico de la conversión de la energía solar a mecánica se muestra enla Figura 10.1. En estos sistemas, la energía solar térmica, captada generalmentepor sistemas de concentración, se utiliza para hacer funcionar un ciclotermodinámico. Algunos de estos sistemas también incorporan almacenaje decalor, que permite que funcionen durante el mal tiempo y parte de la noche. Eldesafío principal en el diseño de estos sistemas es seleccionar la temperatura defuncionamiento correcta. Esto es porque la eficiencia de la maquina térmica seincrementa con la temperatura, mientras que la eficiencia de colector solar sereduce con el aumento de la temperatura de funcionamiento.

• Concentradores tipo Fesnel

• Los colectores de Fresnel tienen dos variaciones: el colector de lente de Fresnel(FLC), mostrado en la Fgura 3.17a, y el reflector linear de Fresnel (LFR), mostrado enla figura 3.17b.

Las tiras se pueden también montar de manera plana en un campo y la luz seconcentra en un receptor fijo lineal, como se muestra en la Figura 3.18. En estecaso, los reflectores pueden ser largos y el receptor no tiene que moverse. Laventaja más grande de este tipo de sistema es que utiliza reflectores planos que sonmás baratos que los reflectores parabólicos. Además, éstos se montan cerca delsuelo, así reduciendo al mínimo requisitos estructurales. El primero en aplicar esteprincipio fue el gran pionero solar Jorge Francia (1968), que desarrolló sistemas deFresnel en Génova, Italia, en los años 60. Estos sistemas demostraron que sepueden alcanzar temperaturas elevadas al usar tales sistemas

Sistemas de espejo tipo Fresnel

Linear Fresnel reflector

Sistema de concentración solar tipo reflector Fresnel (Bélgica)

67 < T < 267 OC 10 < C < 40

• Para entregar temperaturas altas con buena eficacia se requiere un colectorsolar de alto rendimiento. Sistemas con estructuras ligeras y de tecnologíaeconómica para procesos hasta 400°C se pueden obtener con concentradores decanal parabólicos (PTCs). Estos pueden producir con alta eficiencia temperaturasentre 50°C y 400°C.

• Concentradores de canal parabólico

• Los PTCs son fabricados doblando una hoja del material reflexivo en formaparabólica.• Un tubo negro del metal, cubierto con un tubo de cristal para reducir pérdidasde calor, se coloca a lo largo de la línea focal del receptor• Cuando la parábola se apunta en la dirección el sol, los rayos inciden paralelos yse reflejan sobre el tubo del receptor.• La radiación concentrada que alcanza el tubo del receptor calienta el líquidoque circula a través de él, así transformando la radiación solar en calor útil. Essuficiente utilizar un seguimiento de un solo eje y es posible producir módulos queson colocados uno tras otro para formar un colector largo.• El colector se puede orientar en dirección Este-Oeste, siguiendo el sol Norte aSur (altura solar), o en una dirección Norte-Sur, siguiendo el sol de del Este al Oeste( a lo largo del día).• Para PTCs orientados Este-Oeste con seguimiento solo de la altura solar (Norte-Sur)el ajuste día a día resulta muy pequeño por lo que se hace semanal, quincenal omensualmente. Al mediodía solar opera siempre frente al sol con máxima eficienciaóptica y durante las horas tempranas y últimas del día está reduce grandemente,debido a los ángulos de incidencia (pérdida de por efecto coseno).• Los PTCs canales orientados Norte-Sur con seguimiento Este-Oeste tienen supérdida más alta al mediodía por efecto coseno y se reduce en las mañanas y en lastardes. Pero estos presentan mayores horas de operación.

• El receptor de un canal parabólico es lineal. Generalmente, se coloca un tubo alo largo de la línea focal para formar un receptor superficial externo (véase elcuadro 3.13). El tamaño del tubo, y por lo tanto la razón de concentración, esdeterminado por el tamaño de la imagen reflejada del sol y las tolerancias de lafabricación del canal.• La superficie del receptor típicamente cuenta con una capa selectiva con unaalta absorción para la radiación solar pero una emitancia baja para la pérdida porradiación térmica.• Un tubo con cubierta de cristal se coloca generalmente alrededor del tubo delreceptor para reducir las pérdidas de calor por convección del receptor• Una desventaja del tubo de la cubierta de cristal es que la luz reflejada delconcentrador debe pasar a través del vidrio para alcanzar el recpetor, agregandouna pérdida de la transmitancia (solo se logra alcanzar el 0.9 cuando el vidrio estálimpio). El sobre de vidrio se tiene generalmente una capa antireflejante paramejorar transmisividad.• Para aumentar el funcionamiento del colector, particularmente para usos dealta temperatura, se evacua el espacio entre el tubo receptor y la cubierta de cristal.• Es común que la longitud total del tubo del receptor del PTCs es de 25 a 150 m.

De estas tecnologías, la que cuenta con mayor experiencia es la de canalparabólico. El complejo termosolar con canal parabólico de Krammer Junction enCalifornia, EUA, tiene una potencia de 350 MWe, y cuenta con dos décadas defuncionamiento.

Nine southern California power plants knownas solar electric generating systems (SEGS)

En la Tabla 10.3 se muestran las características del diseño de los colectores de laempresa Luz usados en las plantas de California y el Eurotrough, que es elproducto de un proyecto de investigación europeo.

Eurotrough

Sistemas solares de generación del vapor

Los captadores de canal parabólicos se emplean con frecuencia para la generaciónsolar del vapor porque se pueden obtener temperaturas altas sin la degradaciónseria en la eficiencia del sistema solar. El vapor a baja entalpía se puede utilizar enla industrial, en la esterilización de materiales quirúrgicos para humanos yanimales, en los evaporadores para desalación, entre otros. Se han empleado tresmétodos para generar el vapor usando concentradores de canal parabólico(Kalogirou et al., 1997):

1. El concepto del steam-flash o flasheo, en el cual de agua se calienta a altapresión en el colector y se destella para producir el vapor al bajar su presiónen un recipiente separado.

2. El concepto de generación directa de vapor o in situ, en el cual se presenta unflujo bifásico en el receptor del colector para generar el vapor.

3. El concepto unfired boliler (caldera sin combustión), en el cual un líquido detransferencia de calor (aceite o glicoles principalmente) se circula a través delcampo de concentradores y del vapor se genera en un intercambiador decalor.

Los tres sistemas de generación de vapor tienen ventajas y desventajas.

El sistema del steam-flash se muestra esquemáticamente en la Figura 7.5. En estesistema el agua se mantiene a alta presión para evitar la ebullición, se circula através de los concentradores de canal parabólico y se destella a través de unaválvula de estrangulación y vierte a un recipiente cerrado y presurizado (flashvessel).

Steam-flash

Diseño del recipiente de destello de vaporPara separar vapor a presión baja se utiliza un recipiente de flasheo de vapor. Estoes un recipiente vertical, como se muestra en la Figura 7.8, con la entrada del aguade alta presión aproximadamente una tercera parte de su altura. El diseñoestándar de recipientes de destello requiere que el diámetro del recipiente sediseña para un flujo de 3 m/s. Esto asegura que ninguna gota de agua caiga haciala parte inferior del recipiente en contraflujo de vapor. Se requiere de un alturaadecuada sobre la entrada para asegurar la separación. La separación también esfacilitada apuntando la entrada hacia abajo en el recipiente. El tamaño de laconexión del agua se establece para reducir al mínimo la caída de presión delrecipiente a la entrada de la bomba para evitar la cavitación.

El concepto de generación de vapor directa o in situ, mostrado en Figura 7.6, utilizauna configuración de sistema similar al de flasheo pero sin el sistema de destello.La ebullición y el vapor se forma directamente en el tubo del receptor delconcentrador. Según Hurtado y Kast (1984) , los costos de capital asociados a vapordirecto y los sistemas de flasheo son aproximadamente iguales.

Generación directa de vapor

Project DISSReference: JOR3-CT95-0058Duration: 35 monthsTotal cost: 4.280.996 €EC funding: 2.000.000 €Status: CompletedPartners:- CIEMAT (ES), Co-ordinator- Deutsches Zentrum für Luft- undRaumfahrt (DE)-Pilkington Solar International GmbH- Iberdrola (ES)- Union Electrica Fenosa (ES)- Empresa Nacional de Electricidad (ES)- Instalaciones Abengoa (ES)- Siemens AG (DE)- ZSW (DE)

Project INDITEPReference: ENK5-CT-2001-00540Duration: 36 monthsTotal cost: 5.397.570 €EC funding: 2.698.785 €Status: CompletedPartners:- Iberdrola Ingenieria Consultoria (ES),Co-ordinator- CIEMAT (ES)- Deutsches Zentrum für Luft- undRaumfahrt (DE)- Flabeg Solar International (DE)- INITEC (ES)- Instalaciones Abengoa (ES)- ZSW (DE)- GES (ES)

Project DISS-2Reference: JOR3-CT98-0277Duration: 37 monthsTotal cost: 5.592.620 €EC funding: 2.500.000 €Status: CompletedPartners:- CIEMAT (ES), Co-ordinator- Deutsches Zentrum für Luft- undRaumfahrt (DE)- Pilkington Solar International GmbH- Iberdrola (ES)- INITEC (ES)- ENDESA (ES)- Instalaciones Abengoa (ES)- ZSW (DE)

Otros proyectos de canal parabólico (Direct Solar Steam)

Un diagrama de unfired boliler se muestra en la Figura 7.7. En este sistema, unlíquido (anticongelante y anticorrosivo) de transferencia térmica se circula a travésdel colector, donde las presiones del sistema son bajas y el control es sencillo.Estos factores superan en gran parte las desventajas de circuitos de agua y son lasrazones principales del uso predominante de los sistemas de aceite como fluidotérmico en sistema de generación de vapor para procesos industriales actuales.

Unfired boliler

El mantenimiento de la alta reflexión de los concentradores es crítico par elfuncionamiento de la instalación. El área total del campo de concentradoresparabólicos, se limpia regularmente cada dos semanas.

La tecnología de canal parabólico ha mostrado ser resistente, confiable, y ha sidoprobada. Son instrumentos ópticos sofisticados, y hoy, los canales parabólicos desegunda generación tienen una curvatura y alineación más exactas del espejo, queles permite tener eficiencias más alta que las primeras plantas erigidas enCalifornia.Algunas mejoras incluyen el uso de un pequeño espejo en la parte superior deltubo receptor para capturar los rayos que no fueron interceptados, la generacióndirecta del vapor en el tubo del receptor para simplificar la conversión de energía yreducir las pérdidas de calor, el uso de materiales más avanzados para losreflectores y las capas selectivas del receptor.

Actualmente las líneas de investigación se dirigen a obtener:•Espejos de la Alta reflectividad.•Sistemas de seguimiento del sol más sofisticados.•Materiales selectivos en el receptor, con una absorción más alta y una lemisividadmás baja.•Mejores técnicas en la limpieza de los espejos.•Mejores técnicas del transporte térmico en la generación directa del vapor.•Diseños de sistema solares híbridos optimizados de ciclo combinado•Desarrollo de los diseños de sistema de canal parabólico que proporcionen mejorrelación costo-beneficio.•Sistemas de almacenamiento

Descripción de las plantas de canal parabólico

La Figura 10.3 muestra un esquema que representanta a la mayoría de plantasque funcionan hoy en California. Las filas instaladas están alineadas norte-sur ysiguen al sol de Este a Oeste. Un fluido térmico circula a través del receptor, dondees calentado por la energía solar, pasa a una serie de cambiadores de calor en elbloque para generar el vapor sobrecalentado de alta presión y posteriormenteregresa al campo solar. Este vapor se utiliza en una turbina de vapor para producirelectricidad.

El vapor de la turbine es conducido a un condensador estándar y regresa alintercambiador de calor mediante el uso de bobas para transformase de nuevo envapor de alta entalpía. El tipo de condensador depende de si se cuenta con unafuente grande de agua cercana a la central eléctrica.

Ya que las plantas se localizan en su mayoría en los desiertos, se utilizan torres deenfriamiento. La caldera de gas se sitúa en paralelo al campo solar y una calderaadicional y opcional se localiza paralela al los intercambiadores de calor delcampo solar permitiendo la operación de ambas fuentes de energía.

Un nuevo concepto de diseño es integrar la planta de canal parabólica con unaplanta de turbina de gas, denominado el sistema solar integrado de ciclocombinado (ISCCS) como se muestra esquemáticamente en la Figura 10.4.

La experiencia de las plantas de California ha demostrado que se deben consideraralgunas ventajas y algunos impactos negativos al construir nuevas instalaciones.

Las ventajas incluyen:•Al operar varios años los costos asociados a la generación son menores que los deplantas convencionales.•El pico de demanda diurna se puede cubrir con el campo solar y con la hibridaciónse puede proporcionar potencia firme, incluso durante períodos nublados y noche.•Se protege al medio ambiente porque no hay emisiones durante la operaciónsolar.•Genera derrama económica durante su construcción y operación

Los impactos negativos incluyen:•Los líquidos de transferencia térmica podrían derramarse y escaparse y provocarun impacto ecológico adverso en el suelo.•La disponibilidad del agua en regiones aridas.•Las plantas de canal parabólico requieren una considerable cantidad de tierra y nopermiten que ocupe para otros propósitos.•Las emisiones de contaminantes ocurren durante la operación híbrida.

• Concentradores de disco parabólico

El receptor absorbe la energía solar concentrada, convirtiéndola en energía térmica ytransfiriéndola a un fluido. Esta energía se transforma entonces en electricidadmediante un generador Stirling.Los sistemas parabólicos de plato pueden alcanzar temperaturas superiores a

1500°C. Ya que los receptores se distribuyen a lo largo de un campo de colectores,los platos parabólicos a menudo se llaman sistemas de receptor distribuido. Losplatos parabólicos tienen varias ventajas importantes (De Laquil et al., 1993):

1. Porque están apuntados siempre en el sol, son los más eficientes de todos lossistemas de colector solar.2. Tienen típicamente cocientes de concentración en la gama de 600 a 2000 y son

así muy eficientes la conversión de la energía solar.3. Son unidades modulares y pueden funcionar independiente o pueden

interconectarse para formar un sistema más grande.

Descripción de plantas de plato parabólico

Los sistemas de plato parabólico utilizan los espejos parabólicos con forma deplato, para concentrar y enfocar los rayos del sol sobre un receptor, que se montasobre el plato del punto focal del plato. El receptor absorbe la energía y laconvierte en energía térmica. Esta energía se puede utilizar directamente comocalor para aplicarse para la producción de vapor en un ciclo termodinámico paraproducción de energía eléctrica o bien se puede transportar en electricidad en ungenerador local situado en el receptor.

Un sistema del plato-Stiling es una unidad independiente integrada por un colector,un receptor, y un generador Stirling. Trabaja recogiendo y concentrando la energíadel sol con una superficie continua o de facetas, tiene un receptor que absorbe laenergía y la transfiera al generador. El generador eléctrico convierte la energíamecánica en corriente eléctrica.

Los sistema de plato-Stirling utilizan comúnmente un sistema de seguimiento endos ejes. Las razones de conentración se encuentran entre 600 y 30000, y alcanzantemperaturas superiores a 1500°C.

Estos sistemas se pueden acoplar a un ciclo Rankine, a un ciclo de Brayton, ysistemas Stirling(Schwarzbözl et al., 2000; Chavez et al., 1993).

Project EURODISHReference: JOR3-CT98-0242Duration: 38 monthsTotal cost: 1.665.531 €EC funding: 750.000 €Status: CompletedPartners:- Schlaich Bergermann und Partner (DE),Co-ordinator- Instalaciones Abengoa (ES)- CIEMAT (ES)- Deutsches Zentrum für Luft-undRaumfahrt (DE)- SOLO Kleinmotoren GmbH (DE)- MERO GmbH & Co. KG (DE)- Klein + Stekl GmbH (DE)

• Para temperaturas extremadamente altas, una multiplicidad de espejos planos,o helióstatos con montajes de seguimiento altazimuth se puede utilizar parareflejar su radiación solar directa a un blanco común. Esto se llama campo delhelióstato con receptor de torre central.• Los heliostatos pueden ser espejo levemente cóncavo, y las granes cantidadesde energía radiativa llegan a una cavidad que es acoplada a un generador de vaporde temperatura y presión alta para producir electricidad.

Los receptores centrales tienen varias ventajas:1. Recogen energía solar y la transfieren a un solo receptor, así se reduce al mínimolos requisitos de transporte de la energía térmica2. Alcanzan típicamente cocientes de concentración de 300 a 1500 y así que sonmuy eficientes3. Pueden almacenar convenientemente energía térmica.4. Se pueden escalar (generalmente más de 10 MW) y se benefician así de

economías de escala.

Cada helióstato puede contar con 50 a 150 m2 de superficie reflectiva, con cuatro espejos instalados en un pilar común.

• Concentradores de campo de helióstatos

Para lograr alta densidad de energía radiante, se puede utilizar una multiplicidadde espejos planos, o helióstatos que son colocados en monturas de seguimientocontinuo del sol, y que permiten reflejar la radiación solar directa hacia un blancocomún. Esto es frecuentemente denominado Campo de Helióstatos, Concentradorde Torre o Receptor Central (TC). También es posible usar segmentos de espejolevemente cóncavos en los helióstatos, lo que permite concentrar grandescantidades de energía solar que es dirigida hacia una cavidad donde se transfiere aun líquido de circulación que se pueda almacenar y utilizar más adelante paraproducir energía. Los receptores centrales tienen varias ventajas (De Laquil et al.,1993):

1. Captan energía solar y la transfieren por radiación a un solo receptor, así sereduce al mínimo los requisitos de transporte de la energía térmica.2. Alcanzan típicamente razones de concentración entre 300 y 1500 con altaeficiencia.3. Pueden almacenar convenientemente energía térmica.4. Son sistemas grandes (generalmente más de 10 MW) y se benefician de laeconomía de escala.

Cada helióstato puede tener un área entre 50 y 150 m2 de superficie reflectiva. Loshelióstatos recogen y concentran la luz del sol sobre el receptor, que absorbe la luzdel sol concentrada transfiriéndola a un fluido térmico. El sistema de transporte decalor, que consiste sobre todo en tubos, bombas, y válvulas, dirige el flujo de fluidotérmico en un lazo cerrado entre el receptor, el almacenaje y los sistemas deconversión de energía.

Un sistema térmico de almacenamiento típicamente utiliza calor sensible paraentregar posteriormente energía al sistema de conversión. El sistema dealmacenamiento permite operar el sistema de conversión a la electricidaddefesado de la incidencia solar. El sistema de conversión de energía consistecomúnmente en un generador de vapor, la turbina, y el equipo periférico, queconvierten la energía térmica en electricidad, para ser suministrada a la red para suconsumo. Cabe señalar que el sistema de TC después de captar, concentrar ytransferir la energía solar concentrada realizan la conversión de la energía térmicaen electricidad de manera muy semejante a las centrales térmicas convencionales(Romero y otros, 2002). Una representación esquemática de estos sistemas semuestra a continuación.

El Departamento de Energía de USA y un consorcio de la industria y centraleseléctricas de USA construyeron el primer sistema de TC de demostración,denominado SOLAR ONE, en el desierto Barstow, California. La planta funcionócon éxito a partir de 1982 a 1988, y el resultado principal del proyecto fue probarque los sistemas TC producen eficientemente energía eléctrica a gran escalanúnicamente con la energía solar. Este sistema tenía la capacidad de producir 10MW de energía eléctrica. Esta planta utilizó un ciclo agua-vapor pero presentóproblemas principalmente en almacenaje y la operación continua de la turbina.Estos problemas fueron superados por la planta SOLAR TWO, que es una mejorade SOLAR ONE. SOLAR TWO funcionó a partir de 1996 hasta 1999. SOLAR TWOdemostró cómo la energía solar se puede almacenar eficiente y económicamentecomo calor en tanques de sal fundida, para poder producir la energía de maneracontinua. La planta SOLAR TWO utilizó la sal del nitrato (sal fundida) como fluidode térmico en el receptor y en el almacenaje del calor. En la planta, la sal delnitrato se fundía a 290°C y se bombeaba de un tanque hacia el receptor, donde secalentaba a aproximadamente 565°C y después se transportaba a un tanque dealmacenaje. Cuando se requería la energía sal caliente se bombea a un generadorque producía vapor. El vapor activaba a un turbogenerador que producía entonceselectricidad.

Generación directa de vapor

Sales fundidas

Los sistemas TC presentan tres configuraciones generales. En la primera, loshelióstatos rodean totalmente la torre y el receptor, que es cilíndrico, tiene unasuperficie exterior para la transferencia térmica. En la segunda configuración, loshelióstatos están localizados la norte de la torre (si se trata del hemisferio norte), yel receptor incluye al absorbedor para llevar a cabo la transferencia de calorradiativa a los otros dos mecanismos de transferencia de calor. En la terceraconfiguración, los helióstatos están localizados al norte de la torre, y el receptor esun plano vertical que ve hacia el Norte y es donde se lleva a cabo la transferenciaradiativa.

Spherical curvature, no waviness

Spherical curvature, with waviness

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cspSD





2222

cspSD

Otra posibilidad es utilizar un ciclo de Brayton, que requieren temperaturas másaltas (de cerca de 1000°C) para su operación; en este caso, los receptores decavidad son más convenientes. También es posible utilizar una turbina de gas parala generación de electricidad que emplea durante su operación solar aire a altapresión y temperatura, y durante la noche o días nublados emplea gas de maneraconvencional. Este método híbrido podría requerir 30% menos área de captaciónque sistemas equivalentes de ciclo de vapor. Un primer prototipo de este sistemafue construido dentro de un proyecto de investigación europeo, y tres unidades dereceptor se operaron y probaron junto con una turbina de gas de 250 kilovatios.

El ciclo de Brayton proporciona altas eficiencias pero su utilización esta limitadaspor el hecho que el receptor debe ser de cavidad, lo que reduce el número dehelióstatos que puedan ser utilizados. Los sistemas de TC con ciclo de Rankinepara generación de vapor, requieren en el receptor temperaturas entre 500 y550°C. Estos últimos presentan dos ventajas importantes sobre el ciclo deBrayton. La primera es que los coeficientes de traspaso térmico en el generador devapor son altos, permitiendo el uso de densidades de alta energía y de receptoresmás pequeños. El segundo es que emplean los receptores cilíndricos, quepermiten operar campos del helióstato más grandes.

El tamaño idóneo del helióstato está en función de la capacidad total que sepretenda obtener, en un inicio los helióstatos se construyeron hasta tener más decien metros de área de reflexión, lo que aumentaba considerablemente losrequerimientos estructurales, pero permita disminuir el número de mecanismos yelectrónica para el seguimiento solar. Sin embargo, los actuales desarrollos en latecnología electrónica, en comunicación y en metrología de localización, permitenproyectar una era de helióstatos medianos o pequeños, de fácil instalación, concontroles más sencillos de instrumentar, de menor mantenimiento y por lo tantomás baratos. Todos estos aspectos mejoran la posibilidad de una participaciónimportante de empresas nacionales en la producción de helióstatos ya que no serequerirá de sofisticadas tecnologías para su funcionamiento.

En la parte de desarrollo de receptores térmicos destacan los que funcionan consales fundidas como fluido de trabajo y los volumétricos que utilizan el aireatmosférico. El receptor que es un dispositivo que es diseñado para recibir unagran concentración de fotones con la finalidad de convertirlos, ya sea en calor útilpara un proceso, o para ser aprovechados en una reacción química. Los receptoresson diseñados particularmente para cada aplicación. La ingeniería requerida para laoptimización de los receptores se encuentra en etapa de desarrollo.

Un grupo industrial europeo, el consorcio PHOEBUS, está llevando a cabo unsistema basado en aire como fluido térmico. Los receptores para el paso de airepermiten la operación a temperaturas y presiones perceptiblemente más altas,pero presentan mayores pérdidas de calor comparadas con los receptores de agua-vapor. Por estas razones, el consorcio de PHOEBUS desarrolló un nuevo receptorsolar operado con aire (technology solar air, TSA), que es un receptor de airevolumétrico que distribuye la superficie para el intercambio de calor sobre unvolumen tridimensional y funciona a presión ambiente. Las ventajas más grandesde este sistema son su relativa simplicidad y seguridad. Esto lo hace ideal para losusos en países en vías de desarrollo.

Campo de

Heliostatos

ReceptorPlanta de CicloPlanta de Ciclo

CombinadoCombinado

Turbina

de GasCiclo de Vapor

UnidadUnidad

SolarSolar

Gas

Project SOLGATEReference: ENK5-CT-2000-00333Duration: 33 monthsTotal cost: 3.156.120 €EC funding: 1.498.772 €Status: To be finalized

Project SOLAIRReference: ERK6-CT-1999Duration: 54 monthsTotal cost: 3.312.110 €EC funding: 1.497.092 €Status: In ProgressPartners:- Instalaciones Abengoa (ES), Co-ordinator- Inabensa Solucar (ES)- CIEMAT (ES)- Deutsches Zentrum für Luft- undRaumfahrt (DE)- Heliotech Aps (DK)- Center for Research andTechnology–Hellas/Chemical ProcessEngineering Research Institute (EL)- IBERESE (ES)

Partners:- Ormat Industry Ltd (IL), - Instalaciones Abengoa (ES)- Inabensa Solucar (ES)- CIEMAT (ES)- Deutsches Zentrumfür Luft- und Raumfahrt (DE)

1

3

2

Figure 1. Result picture and calibrated fluxmap out of a sequence of single moving bar images

Project SOLGATE

Las plantas de Torre Central de Sanlúcar (La Mayor) en Sevilla, España, concapacidades instaladas de 10 MWe, (inaugurada el 30 de marzo de 2007) y 20MWe (esta última se puso en funcionamiento la segunda semana de Mayo de2009).

Una planta de 17 MW está bajo construcción en Andalucía, España. La planta sellama SOLAR TRES y será la primera planta comercial de torre central de salfundida en el mundo, es decir, la sal fundida será circulada en el receptor. Con unsistema del almacenaje de la sal fundida de 15 horas y un ciclo térmico de altatemperatura y alta eficacia, la planta generará 110.6 GWh/anulaes, equivalentes a6500 h de la operación a carga plena o de un factor de planta de 74%. La plantatendrá un receptor central cilíndrico situado en una torre 130 m en altura. El áreatotal del espejo es 298,000 m2 e incorporará un campo de 2590 helióstatos, cadauno con una área de 115 m2.

CHEMICAL THERMAL MECHANICAL

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6

0

Pr.

Air (

10

0 b

ar)

1

0

0.8

P

um

pe

d S

tora

ge

(3

00

m)

0.1

1

10

100

1000

10000

100000

Vo

lum

especific

en

erg

y c

on

ten

t (k

Wh/m

3)

Solar TRES

PS-10

Air Tech.

Sistemas de almacenamiento

Parabolic troughs Central Receiver Dish-Stirling

Power

Operation temperature

Annual capacity factor

Peak efficiency

Net annual efficiency

30-320 MW

390-500 ºC

23-50 %

20 %

11- 16 %

10-200 MW

565-800 ºC

20-77 %

18-23 %

15- 20 %

5-25 kW

750 ºC

25 %

29.4 %

12- 25 %

Commercial status

Technical risk

Storage availability

Hybrid designs

Commercial

Low

Limited

Yes

Construction

Low/Medium

Yes

Yes

Prototypes- demonstration

High

Batteries

Yes

Cost kW installed

EURO/kW 2 300- - 2 500 2 500- - 2 900 5 000 - 8 000

Concentration Ratio ~75 suns ~200-1000 suns ~1000-3000 suns

Comparación entre sistemas

hybrid gas combined cycle

coal, fuel oil, or gas steam cycle

Dispatchability:

hybridization with gas or liquid fuels for extended Stirling or Brayton engine operation

thermal storage for peaking, load following, or extended operation

STPP or Concentrating Solar Power:Applications and Features

Manufacturing:

Relatively conventional technology (glass, steel, gears, heat engines, etc.) allows rapid manufacturing scale-up, low risk, conventional maintenance

Distributed Power

distributed, on-grid (e.g., line support)

stand-alone, off-grid (e.g., water pumping, village electrification)

kW's to MW’s

Dispatchable Power

utility peak and intermediate

high-value, green markets

10's to 100’s of MW's

Fossil Hybridization

12a noon 12a4a 4p8a 8p 12a noon 12a4a 4p8a 8p

6 hours of storage

LOCATION Cycle Solar Technology Solar Cap. MW Aperture [m²]

Egypt Combined Cycle Trough 35 200’000India Combined Cycle Trough 35 200’000Mexico Combined Cycle Investor’s Choice >25 200’000Australia Combined Cycle CFLR 25 120’000South Africa Steam Cycle Tower 100 ?USA Steam Cycle Trough 50 ?Israel Steam Cycle Trough 100 500’000Spain Steam Cycle Trough (Andasol) 50 549’360Spain Steam Cycle Tower (PS10) 10-11 88’290Spain Steam Cycle Tower (Solar Tres) 15-17 240’000Italy Steam Cycle Trough (Molten salt) 40 451’215Argelia ..Marruecos ..

ABENGOA

KfWFICHTNER

EEA/NREA

KJCWorld Bank

ONE

BOEINGDukeSolar

EHN

Ghersa

Solar Millennium

Solel

CFE RSCPL

BECHTEL

Update of STPP initiatives

CEPEL

ESKOM

NIROO

ENEA

SOLAR HEAT&POWER

../../Documents%20and%20Settings/Félix%20Téllez/Mis%20documentos/FELIX/cursos%202002/curso%20psa/Israelproposal0402.pdf

../../Documents%20and%20Settings/Félix%20Téllez/Mis%20documentos/FELIX/Solar%20Paces/aguadulce%202002/WEB%20SOLARPACES/Mathania%20Paper%20KfW%20English.pdf

../../Documents%20and%20Settings/Félix%20Téllez/Mis%20documentos/FELIX/cursos%202002/curso%20psa/62ExCo%20Mexico%20IIE%20JHuacuz.pdf

../../Documents%20and%20Settings/Félix%20Téllez/Mis%20documentos/FELIX/Solar%20Paces/aguadulce%202002/WEB%20SOLARPACES/Projects.htm

../../Documents%20and%20Settings/Félix%20Téllez/Mis%20documentos/FELIX/cursos%202002/curso%20psa/Brazil62ExCo2002-04-24.pdf

../../Documents%20and%20Settings/Félix%20Téllez/Mis%20documentos/FELIX/cursos%202002/curso%20psa/62ExCo%20ESKOM.pdf

../../Documents%20and%20Settings/Félix%20Téllez/Mis%20documentos/FELIX/cursos%202002/curso%20psa/US%201000MW%202002-04-23.pdf

Costo Nivelado de Producción de Electricidad

CSP cost reduction objective

0.00

0.16

0.04

0.08

GEF &

Preferred

Financing Green Pricing

0.18

Subsidized

Introductory

Markets

Green

Power

Markets

Initial

Competetive

Markets

Sustained

Global

Markets

2005 2010 2015 2020 2025Year

0.12

EURO/kWh

Feed-in

Tariffs

Competitive Price Range for

Grid- Connected Intermediate Load Power

Perspectivas de Mercado

Tres vías a la reducción de costos

• Escalamiento

•Volumen de producción

•Investigación y desarrollo

EU

RO

/kW

h

Tecnología de los Helióstatos

450 €/m2 250 €/m2 140 €/m2

1980

1985

2000

CASA (39 m2)

Asinel (65 m2)

INABENSA (91 m2)

El funcionamiento de la estructura de metal-vidrio es robusta y estable. Se han reducido los costos de fabricación hasta 140€/m2.

Cost distribution and main figures of the 50 MWe parabolic trough reference plant using oil as HTF and 3h thermal storage

investment breakdown

investment solar field51%

investment power block, BOP

22%

investment storage8%

investment land2%

contingencies17%

Results

Specific investment costs 3530 €/kWel

Capacity factor 28.5 %

Fraction of the load demand

satisfied by solar50.0 %

Levelised electricity costs (solar-

only)0.172 €/kWhel

Included O&M cost / kWh 0.032 €/kWhel

(~Andasol)

Impact of innovations on LEC for solar-only operation of a parabolic trough plant with HTF and 3h thermal storage (full load from 9a.m. – 11p.m.)

6%

17%

3% 3% 3%4%

6%

3% 3%

29%

2%

6%

0% 2% 2% 3%4%

1% 2%

13%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

Front surface

mirrors, thin

glass

Multilayer

plastics &

innovative

structures

Dust

repellent

mirrors

1-tank

thermocline

molten salt

storage

concrete

storage

tubeless

concrete

storage

tubeless

concrete

storage with

advanced

charging/

discharging

Increased

maximum

HTF

temperature

Reduced

pressure

losses

(parasitics) in

solar field

and piping

Combination

of selected

measures

Re

du

cti

on

in

LE

C t

o r

efe

ren

ce

in

%high cost reduction estimation low cost reduction estimation

Concentrator Storage Other

Combination of selected measures:

• Multilayer plastics and innovative structures

• Dust repellent mirrors

• Tubeless concrete storage with advanced charging/discharging

• Increased maximum HTF temperature

• Reduced parasitics

(~Andasol)

investment solar field

64%

investment storage

0%investment

power block, BOP17%

investment land2%

contingencies17%

Cost distribution and main figures of the 50 Mwe parabolic trough reference plant using water/steam as HTF and 3h thermal storage

Results

Specific investment costs 2.840 €/kWel




Levelised electricity costs

(solar-only)0.187

€/kWhe

l

Included O&M cost / kWh 0.039€/kWhe

l

110 ºC

100 bar, 400 ºC

Deaereator

Auxiliary heater

Solar field

Steam turbine

Condenser

Separator

110 ºC

100 bar, 400 ºC100 bar, 400 ºC

Deaereator

Auxiliary heater

Solar field

Steam turbine

Condenser

Separator

(~DSG)

Impact of innovations on LEC for solar-only operation of a parabolic trough plant using water/steam as HTF and thermal

storage (full load from 9a.m. – 11p.m.)

14%

19%

28%

16%

18%

15%16%

38%

14%15%

18%

14%

16%

14%15%

23%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

Upscaling of

power block to

47 MW

Front surface

mirrors with thin

glass

Multilayer

plastics &

innovative

structures

Dust repellent

mirrors

Advanced

storage

Increased solar

field outlet

temperature

Reduced

pressure losses

(parasitics) in

solar field and

piping

Combination of

selected

measures

Re

du

cti

on

in

LE

C t

o r

efe

ren

ce

in

%high cost reduction estimation low cost reduction estimation

Concentrator Storage Others


• Front surface mirrors


• advanced concrete storage

• Increased field outlet temperature

• Reduced parasitics

(~DSG)

DSG Cost reduction compared to Trough w/ Oil

6.0%

8.6%

11.7%

14.9%

28.0%

30.3%

34.8%

6.0%

8.5%9.9%

13.6%

21.3%

22.9%

24.4%

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

20.0%

25.0%

30.0%

35.0%

40.0%

Up

sca

lin

g o

f p

ow

er

blo

ck to

47

MW

(40

0°C

, n

o s

tora

ge

)

Incre

ase

d s

ola

r fie

ld

ou

tle

t te

mp

(4

80

°C)

(eta

_cyle

= 4

1,5

/

40

,5 %

)

DIS

S S

tora

ge

30

/4

0

Eu

ro/k

Wh

Sto

rag

e 1

5 /2

0

Eu

ro/k

Wh

Mu

ltila

ye

r p

lastics &

inn

ova

tive

str

uctu

res

(14

0/1

60

Eu

ro/m

²)

Du

st re

pe

lle

nt m

irro

rs

(rh

o =

0,9

1 / 0

,9)

Hig

h e

ffic

ien

t

co

lle

cto

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ta_

0 =

0,8

/

0,7

8

Re

du

cti

on

in

LE

C t

o r

efe

ren

ce

in

%

high cost reduction estimation low cost reduction estimation

+ + + + + +

Cumulative cost reduction of parabolic trough DSG Systems compared to parabolic trough with oil reference system

Storage TankCold Salt

Storage TankHot Salt

Conventional

EPGS

Steam Generator

o C565290 o C

Cost distribution and main figures of the CRS reference plant with molten salt and 3h thermal storage

Results

Specific investment costs 3 473 €/kWel





(solar-only)0.154

€/kWhe

l


l

investmentsolar field

36%

investmentpowerblock24%

investmentreceiver

15%

investmenttower3%

investmentstorage

3%

investmentland2%

indirectcosts17%

(~Solar TRES)

Impact of innovations on LEC for solar-only operation of a CRS with molten salt and 3h thermal storage

(full load from 9a.m. – 11p.m.)


• Scale-up of the module size

• Large area heliostat

• Thermocline storage


7.3%

10.9%

4.4%

3.1%2.4%

1.2%

10.8%

24.8%

3.6%

7.3%

1.1% 0.5% 1.2% 0.1%2.6%

10.8%

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

20.0%

25.0%

30.0%

Ganged

heliostats

Large area

heliostats

Thin glass

mirrors

Dust repellant

mirrors

Autonomous

heliostats

Thermocline

storage

Increased

module size

Combination

of selected

measures

Red

ucti

on

in

LE

C t

o r

efe

ren

ce i

n %


(~Solar TRES)

investment breakdown


38%

investmentpower block

20%

investmentreceiver

14%

investmenttower5%

investmentstorage

4%

investmentland2%

indirect costs17%

Cost distribution and main figures of a 50 MWe CRS plant with saturated steam and 3h thermal storage

Results

Specific investment costs 3 019 €/kWel





(solar-only)0.168

€/kWhe

l


l

(~PS10)

Impact of innovations on LEC for solar-only operation of a 50 MWe CRS plant with saturated steam and 3h thermal storage (full load from 9a.m. – 11p.m.)

7.7%

11.6%

4.4%

2.7% 2.6%

7.5%

10.1% 10.5%

33.2%

3.9%

7.7%

1.2% 0.5% 1.3%

5.3%6.3%

5.4%

21.3%

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

20.0%

25.0%

30.0%

35.0%

Ganged

heliostats

Large area

heliostats

Thin glass

mirrors

Dust repellant

mirrors

Autonomous

heliostats

Advanced

storage

Change from

saturated to

superheated

steam

Upscaling to

50 MW

Combination

of selected

measures

Red

ucti

on

in

LE

C t

o r

efe

ren

ce i

n %




• Large area heliostats

• Advanced storage


• Change to superheated steam

(~PS10)

Cost distribution and main figures of the 50 MWe CRS using Atmospheric Air and 3h thermal storage

Results






(solar-only)0.179

€/kWhe

l


l


35%

investmentpowerblock15%

investmentreceiver

13%

investmenttower5%

investmentstorage13%

investmentland2%

indirectcosts17%

(~Phoebus-TSA &SOLAIR)

Impact of innovations on LEC for solar-only operation of a 50 MWe CRS using Atmospheric Air and 3h thermal storage

(full load from 9a.m. – 11p.m.)

7.3%

11.0%

4.4%3.1%

2.4%

7.4% 7.7%8.5%

14.5%

6.7%

36.9%

3.7%

7.3%

1.1% 0.5% 1.2%

5.3%

2.9%4.3%

8.3%

3.4%

24.6%

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

20.0%

25.0%

30.0%

35.0%

40.0%

Ganged

heliostats

Large area

heliostats

Thin glass

mirrors

Dust

repellant

mirrors

Autonomous

heliostats

Phase

Change

Cascade

Solid

Material

mobile

Solid

Material .

Ceramic

Saddles

Increased

module size

Increased

receiver

performance

Combination

of selected

measures

Re

du

cti

on

in

LE

C t

o r

efe

ren

ce

in

%


Concentrator Storage Other




• Storage with mobile solid material


• Improved receiver performance

(~Phoebus-TSA &SOLAIR)

Cost distribution and main figures of the 50 MWe CRS using pressurized air hybrid turbine

Results


Capacity factor 55 %


satisfied by solar19 %


(solar-only)0.082

€/kWhe

l

fuel costs included in fossil LEC 0.030€/kWhe

l

investmenttower8%

investmentstorage

0%

investmentland3%


22%

investmentpower block

39%

indirect costs17%

investmentreceiver11%

(~REFOS/SOLGATE/SOLHYCO)

Impact of innovations on CRS using pressurized air in combination with a solar hybrid gas-turbine

(3-h storage, full load from 9 a.m. to 11 p.m.).




• Increased module size

• Thermal storageintegration

Change in solar LEC

7.5%

11.3%

4.2%2.4% 2.5%

9.8% 9.4%

2.3% 1.5%

28.3%

3.8%

7.5%

1.0% 0.5% 1.3%

7.4%

3.1% 0.6% 0.5%

17.0%

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

20.0%

25.0%

30.0%

35.0%

Gan

ged he

liostat

s

La

rge ar

ea h

eliostats

F

ront sur

face

mirr

ors

D

ust r

epellant

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Auton

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s he

liostats

T

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In

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tempe

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ance

C

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tion of selec

ted

mea

sure

s

Red

ucti

on

in

LE

C t

o r

efe

ren

ce i

n %


(~REFOS/SOLGATE/SOLHYCO)

Cost distribution and main figures of the 50 MWe dish-Stirling farm

Results




satisfied by solar45 %


(solar-only)0.281

€/kWhe

l

fuel costs included in fossil LEC 0.046€/kWhe

l

Solar Receiver & Combustor Parabolic

DishConcentrator

ConcentratedSunlight

Stirling Engine& Generator

investment solar field

38%

investment power block

37%

investmentstorage

0%

investment land1%

indirect costs17%

investment receiver

7%

(Dish-Stirling)

Impact of innovations on solar LEC for the dish/engine system (full load from 9 a.m. to 11 p.m.). No storage

38.7%

49.4%

44.8% 44.6%

47.6%

40.5% 39.5%

50.9%

66.4%

38.7%

46.4%

41.8% 41.0%43.1%

39.6% 39.1%

44.6%

54.9%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

mass

production of

2900 units

Improve

availability &

reduced O&M

costs

Reduced

engine costs

Increased

engine

efficiency

Increased dish

size & reduce

cost

Reduced

receiver costs

Increased

mirror

reflectivity and

tracking

accuracy

Brayton cycle Combination

of selected

measures

Red

ucti

on

in

LE

C t

o r

efe

ren

ce in

%


Change in solar LEC(Dish-Stirling)

0%

10%

20%

30%

40%

50%

rela

tive

co

st re

du

ctio

n

optimistic cost reduction estimation

pessimistic cost reduction estimation

Summary of relative cost reduction for 7 CSP

Innovation driven cost reduction potential for the 7 CSP technologies investigated in this study based on the LEC for the 50 MWe reference system and assuming a combination of selected innovations for each system.

CURSO DE CAPACITACIÓN VIRTUAL:

DISEÑO E IMPLEMENTACIÓN DE SISTEMAS HÍBRIDOS COMBINADOS (AVANCES TECNOLÓGICOS Y

REGULACIÓN)

Con especial atención al Dr Victorio Oxilia y a la Dra. Alicia Vallejo

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Universidad Nacional Autónoma de México

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Nuestro Compromiso, Nuestros Hijos

Las acciones que tomemos o dejemos de hacer, a partir de ahora, determinarán nuestra capacidad para satisfacer los requerimientos energéticos en los próximos años.

CAPACITACIÓN PARA LOS ESTADOS MIEMBROS DE LA ... - … 06 CAPEV 02_31032011.pdf · de los...

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