CAPACITACIÓN PARA LOS ESTADOS MIEMBROS DE LA

CURSO CAPEV 10 2009

CURSO DE CAPACITACIÓN VIRTUAL: INTRODUCCIÓN AL ESTUDIO DE LA TERMOCONVERSIÓN DE LA ENERGÍA SOLAR

Generación Eléctrica vía Termosolar

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

ojs@cie.unam.mx 25 sep 2009

CONTENIDO DE LA PRESENTACIÓN

1. Objetivo de la sección2. Introducción3. Sistemas de canal parabólico

3.1 Descripción de las plantas de canal parabólico4. Sistemas de receptor central

4.1 Descripción de sistemas de torre central5. Sistemas de plato parabólico

5.1 Descripción de sistemas de plato parabólico6. Sistemas de espejo tipo Fresnel7. Sistemas de almacenamiento8. Comparación entre sistemas9. Proyectos actuales

Generación eléctrica vía termosolarPrincipios de transformación, tecnologías solares de concentración, Eficiencias de conversión, ejemplos de aplicación

1. Objetivo de la sección

•Actualmente existen cuatro tecnologías termosolares de concentración para la producción de potencia eléctrica: la de canal parabólico, la de torre central, de espejos tipo Fresnel y la de disco parabólico.

2. Introducción

Un esquema básico de la conversión de la energía solar a mecánica se muestra en la Figura 10.1. En estos sistemas, la energía solar térmica, captada generalmente por sistemas de concentración, se utiliza para hacer funcionar un ciclo termodinámico. Algunos de estos sistemas también incorporan almacenaje de calor, que permite que funcionen durante el mal tiempo y parte de la noche. El desafío principal en el diseño de estos sistemas es seleccionar la temperatura de funcionamiento correcta. Esto es porque la eficiencia de la maquina térmica se incrementa con la temperatura, mientras que la eficiencia de colector solar se reduce con el aumento de la temperatura de funcionamiento.

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

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

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

2. Sistemas de canal parabólico

The farm SPP at Kramer Junction, California concentrates the solar radiation such that the

mean flux density at the surface of the receiver tube is q 15. 82 kW/m 2 . The

absorptivity is 0.97 and the effective emissivity of the black chrome coating reaches

0.15 by applying a protecting glass tube. The outer diameters are DR 70 mm for the

receiver-tube and DG 95 mm for the glass tube. Near the outlet of a collector string, a

condition with the receiver temperature TR,W 350 ° C, glass tube temperature

TG,W 60 ° C, ambient temperature Ta 17 ° C and negligible wind should be considered. Determine for a tub unit length of 1 m:

a) the incident flux Qin

b) the reflected flux Qref

c) the radiative flux Qrad

d) the convected flux Qconv (conduction is assumed to be negligible)

for TG,W 60 ° C, the thermal conductivity k 28. 94 10 3 W/mK; the kinematic

viscosity 18. 88 10 6 m 2 /s; the expansion coefficient 3.007 10 3 1/K; the

thermal diffusivity 27.4 106 m 2 /s.

e) the thermal flux Qt to the heat transfer fluid

f) the receiver efficiency I (First Law)

g) the receiver efficiency II (Second Law) h) the entropy rate

Example

a) Qin

q A

q DRL 3. 1416 15. 82 kW

m2 0.07m 1m 3.479kW

b)

1, 0

1

1

Qref 1 0.97 3.479kW 0.104kW

c)

Qrad A TR,W

4 Ta4

0. 07m 1. 0m 0.15 5.67 108 Wm2K

6. 234 2. 904 108K4

0.269kW

d) TG,W 60 ° C, k 28. 94 10 3 W/mK; 18. 88 10 6 m 2 /s;

3.007 10 3 1/K; 27.4 106 m 2 /s.

G r g TG,W Ta DG

3

2

9.81 3.007 10 360 170.0933

18. 88 10 6 2 3. 051 106

Pr 18.88 10 6

27.4 106 0. 69

Nu 0. 50 G rPr0.25 0.50 3.051 106 0. 690.25 19.05

h NkDG

19. 05 28.94 10 3

0.095 5.803 W

m2KQconv Ah TG,W Ta DGLh TG,W Ta

0.095 1 5. 803 60 17 74. 4723WQconv 0. 074kW

e)

Q t

Qin

Q lost

Qlost

Qref

Qrad

Qconv

Qconduction

3. 479kW 0. 104kW 0. 269kW 0. 074kW 0

3. 479kW 0. 447 kW

3. 032kW

f)

I

QtQin

3. 032kW3. 479kW

0.872

g)

II I carnot

I

1 Ta

T

II 0.8721 290

4500

0.932

h)

Sgen

Qlost

Ta

Qt

TR,W

Qin

T

0. 447290

3.032623

3. 4794500

5. 635 04WK

Sgen 1

Ta

Qin 1 Ta

T

Qt 1 Ta

TR,W

1290

3.479 1 2904500

3. 032 1 290623

5. 63504WK

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

Eurotrough

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)

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

La tecnología de canal parabólico ha mostrado ser resistente, confiable, y ha sido probada. Son instrumentos ópticos sofisticados, y hoy, los canales parabólicos de segunda generación tienen una curvatura y alineación más exactas del espejo, que les permite tener eficiencias más alta que las primeras plantas erigidas en California.Algunas mejoras incluyen el uso de un pequeño espejo en la parte superior del tubo receptor para capturar los rayos que no fueron interceptados, la generación directa del vapor en el tubo del receptor para simplificar la conversión de energía y reducir las pérdidas de calor, el uso de materiales más avanzados para los reflectores 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 lemisividad más 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 mejor relación costo-beneficio.•Sistemas de almacenamiento

3.1 Descripción de las plantas de canal parabólico

La Figura 10.3 muestra un esquema que representanta a la mayoría de plantas que funcionan hoy en California. Las filas instaladas están alineadas norte-sur y siguen al sol de Este a Oeste. Un fluido térmico circula a través del receptor, donde es calentado por la energía solar, pasa a una serie de cambiadores de calor en el bloque para generar el vapor sobrecalentado de alta presión y posteriormente regresa al campo solar. Este vapor se utiliza en una turbina de vapor para producir electricidad.

El vapor de la turbine es conducido a un condensador estándar y regresa al intercambidor de calor medinate el uso de bobas para transformase de nuevo en vapor de alta entalpía. El tipo de condensador depende de si se cuenta con una fuente grande de agua cercana a la central eléctrica.

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

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

La experiencia de las plantas de California ha demostrado que se deben considerar algunas 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 de plantas convencionales.•El pico de demanda diurna se puede cubrir con el campo solar y con la hibridación se puede proporcionar potencia firme, incluso durante períodos nublados y noche.•Se protege al medio ambiente porque no hay emisiones durante la operación solar.•Genera derrama económica durante su construcción y operación

Los impactos negativos incluyen:•Los líquidos de transferencia térmica podrían derramarse y escaparse y provocar un 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 no permiten que ocupe para otros propósitos.•Las emisiones de contaminantes ocurren durante la operación híbrida.

4. Sistemas de receptor central

Para lograr alta densidad de energía radiante, se puede utilizar una multiplicidad de espejos planos, o helióstatos que son colocados en monturas de seguimiento continuo del sol, y que permiten reflejar la radiación solar directa hacia un blanco común. Esto es frecuentemente denominado Campo de Helióstatos, Concentrador de Torre o Receptor Central (TC). También es posible usar segmentos de espejo levemente cóncavos en los helióstatos, lo que permite concentrar grandes cantidades de energía solar que es dirigida hacia una cavidad donde se transfiere a un líquido de circulación que se pueda almacenar y utilizar más adelante para producir 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 se reduce al mínimo los requisitos de transporte de la energía térmica.2. Alcanzan típicamente razones de concentración entre 300 y 1500 con alta eficiencia.3. Pueden almacenar convenientemente energía térmica.4. Son sistemas grandes (generalmente más de 10 MW) y se benefician de la economía de escala.

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

Un sistema térmico de almacenamiento típicamente utiliza calor sensible para entregar posteriormente energía al sistema de conversión. El sistema de almacenamiento permite operar el sistema de conversión a la electricidad defesado de la incidencia solar. El sistema de conversión de energía consiste comúnmente en un generador de vapor, la turbina, y el equipo periférico, que convierten la energía térmica en electricidad, para ser suministrada a la red para su consumo. Cabe señalar que el sistema de TC después de captar, concentrar y transferir la energía solar concentrada realizan la conversión de la energía térmica en electricidad de manera muy semejante a las centrales térmicas convencionales (Romero y otros, 2002). Una representación esquemática de estos sistemas se muestra a continuación.

El Departamento de Energía de USA y un consorcio de la industria y centrales eléctricas de USA construyeron el primer sistema de TC de demostración, denominado SOLAR ONE, en el desierto Barstow, California. La planta funcionó con éxito a partir de 1982 a 1988, y el resultado principal del proyecto fue probar que los sistemas TC producen eficientemente energía eléctrica a gran escalan únicamente con la energía solar. Este sistema tenía la capacidad de producir 10 MW de energía eléctrica. Esta planta utilizó un ciclo agua-vapor pero presentó problemas principalmente en almacenaje y la operación continua de la turbina. Estos problemas fueron superados por la planta SOLAR TWO, que es una mejora de SOLAR ONE. SOLAR TWO funcionó a partir de 1996 hasta 1999. SOLAR TWO demostró cómo la energía solar se puede almacenar eficiente y económicamente como calor en tanques de sal fundida, para poder producir la energía de manera continua. La planta SOLAR TWO utilizó la sal del nitrato (sal fundida) como fluido de térmico en el receptor y en el almacenaje del calor. En la planta, la sal del nitrato se fundía a 290°C y se bombeaba de un tanque hacia el receptor, donde se calentaba a aproximadamente 565°C y después se transportaba a un tanque de almacenaje. Cuando se requería la energía sal caliente se bombea a un generador que producía vapor. El vapor activaba a un turbogenerador que producía entonces electricidad.

Generación directa de vapor

Sales fundidas

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

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

El ciclo de Brayton proporciona altas eficiencias pero su utilización esta limitadas por el hecho que el receptor debe ser de cavidad, lo que reduce el número de helióstatos que puedan ser utilizados. Los sistemas de TC con ciclo de Rankine para generación de vapor, requieren en el receptor temperaturas entre 500 y 550°C. Estos últimos presentan dos ventajas importantes sobre el ciclo de Brayton. La primera es que los coeficientes de traspaso térmico en el generador de vapor son altos, permitiendo el uso de densidades de alta energía y de receptores más pequeños. El segundo es que emplean los receptores cilíndricos, que permiten operar campos del helióstato más grandes.

El tamaño idóneo del helióstato está en función de la capacidad total que se pretenda obtener, en un inicio los helióstatos se construyeron hasta tener más de cien metros de área de reflexión, lo que aumentaba considerablemente los requerimientos estructurales, pero permita disminuir el número de mecanismos y electrónica para el seguimiento solar. Sin embargo, los actuales desarrollos en la tecnología electrónica, en comunicación y en metrología de localización, permiten proyectar una era de helióstatos medianos o pequeños, de fácil instalación, con controles más sencillos de instrumentar, de menor mantenimiento y por lo tanto más baratos. Todos estos aspectos mejoran la posibilidad de una participación importante de empresas nacionales en la producción de helióstatos ya que no se requerirá de sofisticadas tecnologías para su funcionamiento.

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