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Energía

Termosolar Antonio Creus



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Cano Pina, S.L. – Ediciones Ceysa © © Este producto está protegido por las leyes de propiedad intelectual. Está prohibida la reproducción o distribución de parte alguna de la presente edición, ya sea por medios electrónicos, mecánicos o cualquier otro, sin la previa autorización del editor. © de la presente edición: Cano Pina, S.L. – Ediciones Ceysa © © de la obra: el autor

Título: Energía termosolar Autor: Antonio Creus Edita: Cano Pina, S.L.- Ediciones Ceysa ISBN: 978-84-15884-21-7 Producción: Susana Encinas Bodero Diseño de portada: Sara Martínez Juárez

Agradecimientos Este libro ha sido posible gracias a la práctica de deportes como la aviación, el submarinismo y la vela, que necesariamente obligan a un contacto íntimo con la naturaleza, y nos inculca una especial sensibilidad con relación a la energía que consumimos en nuestra vida diaria y que en algún momento nos mueve a hacernos una pregunta personal: “¿hacia dónde vamos? ¿podemos continuar gastando energía de forma ilimitada?” En todos estos deportes interviene de forma directa el sol, en particular en los vuelos en verano a mediodía donde las corrientes de aire térmicas provocan turbulencias que se notan al volar y que el piloto las compensa reduciendo la velocidad, y en las corrientes marinas en inmersión, que son incómodas para el submarinista y le obligan a agarrarse a las rocas o a dejarse llevar por la corriente, esperando que después vengan a recogerle. Si atribuimos las turbulencias térmicas y las corrientes marinas al cambio climático provocado por el consumo de petróleo, nos planteamos la pregunta: ¿cuándo podremos prescindir del petróleo? Pues cuando desarrollemos todavía más las energías renovables, en particular la energía solar de concentración o termosolar y las combinemos con otras fuentes no contaminantes, esperando que la energía de fusión, pase de la etapa de investigación al desarrollo industrial. Unas palabras de agradecimiento a las empresas CERESTAR y HONEYWELL por la experiencia industrial acumulada durante los 25 años de trabajo como responsable de control y automatismos que me han permitido tener una amplia visión de los procesos industriales y su control y adquirir la base para la comprensión de los fundamentos y el uso de las energías renovables, entre las cuales figura la energía termosolar. Debo agradecer también a la Universitat Politécnica de Catalunya (UPC) los medios, tanto de información como de ayuda, de los que he podido disponer en la confección del libro. Agradezco a mi mujer Carmen y a mi hija Ariadna su ayuda, su paciencia y su comprensión por el tiempo que he dejado de dedicarles a lo largo de las muchas horas empleadas en escribir este libro.

PRÓLOGO El futuro de la energía en el mundo se enfrenta al decrecimiento progresivo de las reservas de petróleo existentes y parece que se ha llegado al pico en la producción de petróleo convencional, con un menor rendimiento energético y que afectará al medio natural, aunque hay reservas de carbón, sedimentos, petróleo bituminoso y extradenso, del fondo marino y polar, su extracción será mucho más cara. De modo que la humanidad tiene el desafío de encontrar energías renovables que suplan el petróleo como fuente mundial de energía. El sol es la fuente principal de las energías renovables, no solo calienta (energía térmica y fotovoltaica) sino que también da origen a los vientos (energía eólica), evapora el agua que pasa a lluvia o nieve llenando los embalses (energía hidroeléctrica) y hace crecer las plantas (biomasa). El sol conjuntamente con la luna da origen a las mareas (energía mareomotriz), con la ayuda del viento genera las olas (energía oleomotriz), al calentar la superficie del mar produce una diferencia de temperaturas entre la superficie y el fondo (energía térmica de los océanos) y es la causa de las corrientes marinas. La energía solar de alta temperatura promete ser el futuro de la producción industrial de energía. Estas tecnologías llamadas también de concentración solar proporcionan actualmente la mitad aproximadamente de la generación mundial de electricidad. Presentan unas buenas perspectivas de producción de energía eléctrica para el futuro, incluyendo la generación de hidrógeno y de otros combustibles. Las tecnologías de concentración solar (CSP – concentrating solar power) utilizan la radiación solar directa, y la concentran obteniendo temperaturas altas y transformando el calor para hacer funcionar una caldera de vapor y una turbina o un motor de Stirling, que impulsan un generador para inyectar energía eléctrica en la red. Cabe mencionar las torres de aire caliente que, aunque estén en fase de prueba, encontrarán su lugar en la producción mundial de electricidad. Una característica favorable de las centrales termosolares es la posibilidad de almacenar calor en diversas formas (sales fundidas,..), o de apoyarse en combustibles fósiles para que los mismos generadores de vapor, turbinas y generadores funcionen durante la noche o con el cielo cubierto de nubes. Y aunque este almacenamiento de energía también es posible con la energía eólica o solar fotovoltaica, las inversiones adicionales necesarias son de más cuantía que las realizadas con la técnica de concentración solar. En el capítulo primero se presenta la energía termosolar en comparación con las energías renovables y un estudio del ciclo Rankine. El segundo capítulo está dedicado al aprovechamiento de la energía solar con concentradores planos, cilíndricos, helióstatos y discos parabólicos, a las unidades de seguimiento solar (tracking) y a los fluidos de trabajo. En el tercer capítulo se estudia un modelo experimental de extracción de la energía

solar en forma de prototipo sustituyendo el sol por el calentamiento controlado de resistencias eléctricas y estudiando los resultados de los ensayos para comprobar su viabilidad industrial. En el cuarto capítulo se estudia una planta piloto de 10 kW utilizando equipos industriales de espejos cilíndrico parabólicos, tubos extractores de calor, selección del fluido de trabajo, cálculos del campo solar, sistema de seguimiento y presupuesto. En el quinto capítulo se estudia una planta industrial de 10 MWe, tomando como base la experiencia de plantas de gran potencia. Se analizan los aspectos técnicos de los espejos parabólicos, la torre solar, los discos parabólicos y las centrales térmicas de viento ascendente. Se describen los aspectos de operación y mantenimiento de las plantas y se indica un estudio aproximado del coste de la planta de 10 MW y su estudio económico desde los aspectos de concentración solar por espejos cilíndrico parabólicos, torre solar y discos parabólicos con motor Stirling y el coste del kWh producido y el coste por kW instalado. En el Apéndice se enumeran los proyectos mundiales de energía termosolar, las centrales eléctricas termosolares en España y el borrador del Plan de Acción Nacional de Energías Renovables (PANER) 2010-2020 desde el punto de vista de la energía termosolar, con incentivos de desarrollo y ayudas financieras a la inversión. Un glosario de términos y las referencias completan la obra. En nuestra sociedad, es un hecho aceptado la necesaria reducción de nuestra dependencia energética de los combustibles fósiles, y la garantía del suministro a través de las energías renovables, entre las cuales, una de las más importantes es la energía termosolar. Espero que la obra sea de utilidad en este sentido, y que contribuya al conocimiento de la energía de concentración solar y de sus ventajas y limitaciones, ya que no existe una solución mágica única que resuelva el problema, a no ser que salga premiado el billete de lotería que representa la energía de fusión nuclear. Antonio Creus – junio 2010

Índice 1

Generalidades

2

Aprovechamiento

3

Prototipo

4

Planta

piloto de

5

Planta

industrial termosolar

6

Apéndice

de la energía solar

10 kW

1

Generalidades Contenidos

1.1

Introducción

1.2

Coste

1.3

Energía

de las energías renovables

termosolar

Índice

1.1 Introducción

volver

La actividad humana consume mucha energía en transporte, iluminación, calefacción, refrigeración e industria, y para ello utiliza en gran parte energías no renovables aportadas por los combustibles fósiles (carbón, petróleo, gas natural). Estos combustibles son además recursos finitos que se encuentran en vías de extinción, que por tanto se irán encareciendo con el tiempo y que además dañan el medio ambiente, polucionando la atmósfera y las aguas. En contraste, las energías renovables abarcan una serie de fuentes energéticas que se regeneran de manera natural y de forma continua, son respetuosas con el medio ambiente y prácticamente inagotables en el tiempo, tales como la energía eólica y la solar. El sol es la fuente principal de las energías renovables, no solo calienta (energía térmica y fotovoltaica) sino que también da origen a los vientos (energía eólica), evapora el agua que pasa a lluvia o nieve llenando los embalses (energía hidroeléctrica) y hace crecer las plantas (biomasa). El sol conjuntamente con la Luna dan origen a las mareas (energía mareomotriz), con la ayuda del viento genera las olas (energía oleomotriz), al calentar la superficie del mar produce una diferencia de temperaturas entre la superficie y el fondo (energía térmica de los océanos) y es la causa de las corrientes marinas. El hidrógeno es muy abundante en la naturaleza pero tiene gran afinidad con otros elementos (oxígeno para formar agua) de modo que no se encuentra libre y es necesario extraerlo para utilizarlo como combustible o bien para producir electricidad. Las energías renovables permiten un desarrollo sostenible, sin afectar los aspectos ambientales del aire, el agua, la tierra, los recursos naturales y la salud del hombre. Lo contrario ocurre con las energías no renovables (combustibles fósiles) que provocan entre otros el efecto invernadero, producido durante los últimos 20 años por el 75% de las emisiones de CO2. Las energías renovables (EU Directive 2001/77/CE) son las siguientes: 1 - Biomasa. La biomasa es el conjunto de la materia biológicamente renovable (madera, celulosa, carbón vegetal, etc.) cuya energía procede del Sol y que puede obtenerse en estado sólido por combustión (carbón vegetal) o bien en estado líquido (biocombustible) mediante la fermentación de azúcares, o gaseoso (biogás), a través de la descomposición anaeróbica (en ausencia de oxígeno) de la materia orgánica. 2 - Eólica. Se aprovecha la energía del viento moviendo las palas de un aerogenerador. 3 - Geotérmica. Es producida por el gradiente térmico entre la temperatura del centro de la Tierra y la de la superficie y aprovecha las corrientes de agua subterráneas que fluyen junto a rocas calientes a profundidades de 3 a 5 km.

También puede aprovecharse la inercia térmica de la tierra a profundidades que van de 2 m hasta 150 m con temperaturas del terreno entre 0 y 20ºC. 4 - Hidráulica. Se aprovecha la energía potencial del agua de los ríos mediante presas que permiten almacenarla y descargarla a un nivel mas bajo para generar energía en la planta hidroeléctrica (turbinas y generadores). 5 - Oceánica. Se aprovecha la energía de las mareas, olas, térmica y las corrientes marinas. 6 - Solar con Plantas Fotovoltaicas y centrales Térmicas Solares que aprovechan la radiación solar. En las Plantas Fotovoltaicas, la luz solar (fotones) incide sobre celdas de silicio creando una diferencia de potencial entre los dos polos de la celda, que, al ser conectados, generan una corriente eléctrica.

Energía solar

Oleaje permanente ca

érmi

Geot

C

inas

ar es m

ent orri

Fig. 1.1 Energías renovables. Fuente: ACERA (Chile)

Las centrales termosolares transforman la radiación solar en energía calorífica, bien de forma sencilla exponiendo al Sol una superficie metálica pintada de negro que calienta el agua en contacto térmico con dicha superficie, o bien concentrando la energía solar mediante espejos parabólicos sobre tubos o depósitos de agua o aceite o un fluido orgánico. La energía captada vaporiza el fluido accionando una turbina que genera electricidad.

1.2 Coste

de las energías renovables volver

El coste normalizado de la energía (levelised energy cost) incluye todos los costes a lo largo de su vida útil, es decir, inversión inicial, operaciones y mantenimiento, coste del combustible, coste del capital y viene definido por la fórmula:

En la que: LEC = coste medio normalizado de generación de electricidad durante la vida útil (Euros/kWh o Euros/MWh) It = gastos de inversión en el año t Mt = gastos de operación y mantenimiento en el año t Ft = gastos de combustible en el año t Et = electricidad generada en el año t

r = tasa de interés n = vida del sistema (entre 20 a 40 años) En la tabla 1.1 puede verse una selección de costes normalizados para diferentes tipos de energía, en los que no se incluyen los costes de emisiones de gases de invernadero producidos por diferentes tecnologías y en la tabla 1.2 los costes estimados de producción de electricidad de dichas energías en el año 2010. Coste Euros/MWh

Tecnología

Mínimo

Máximo

27

47

Nuclear (proyecto y compra equipo) Nuclear instalada y puesta en marcha

50

71

Carbón

19

26

Carbón gasificado ciclo combinado (pulverizado y almacenado)

36

66

Carbón pulverizado (extracción y almacenamiento)

43

71

Turbina de gas de ciclo abierto

68

68

Energía geotérmica de rocas calientes

60

60

Ciclo de gas combinado

25

36

Ciclo de gas combinado + carbón extraído y almacenado

36

63

Pequeña central hidráulica

37

37

Aerogeneradores de alta capacidad

37

50

Energía solar térmica

57

57

Biomasa

59

59

Fotovoltaica

81

81

Termosolar

42

99

Tabla 1.1 Costes normalizados para distintos tipos de energía Fuente: CSIRO - Australia 2006 y NREL 2003 Fuente de energía Energía nuclear

Euros/MWh

Céntimos euro/kWh

Mínimo

Máximo

Mínimo

Máximo

107

124

10,7

12,4

Lignito (carbón marrón)

88

97

8,8

9,7

Antracita (carbón negro)

104

107

10,4

10,7

Gas doméstico

106

118

10,6

11,8

Aerogeneradores en tierra

49,7

96,1

4,97

9,61

Aerogeneradores en el mar

35

150

3,5

15

Central hidráulica

34,7

126,7

3,47

12,67

Biomasa

77,1

115,5

7,71

11,55

284,3

391,4

28,43

39,14

46,1

61,3

4,61

6,13

Fotovoltaica Energía termosolar

Tabla 1.2 Coste de producción de electricidad en nuevas plantas construidas en 2010 Fuente: Rheinisch-Westfälischen Institute for Economic Research –RWI y NREL 2003

Otro tema de interés son los cambios que se producen como consecuencia de

nuevos diseños de equipos, nuevos procesos de fabricación, la evolución de los servicios de soporte y las economías de escala. Estos cambios se representan con el concepto de “Tasa de aprendizaje” (learning rate), que es la tasa a la cual la unidad de coste dobla cada unidad de salida. Tal es el caso de unidades fabricadas, MWh generados o capacidad instalada. Una unidad derivada de la Tasa de Aprendizaje es la Relación de Progresión (PR – Progress Relation) que es el nuevo coste unitario que sigue a la producción doblada. Un PR% de 98% en una instalación, indica que el coste de la unidad disminuye un 2% por cada doblaje de la capacidad instalada. Relación de progresión (PR) (Progression rate) = 1 – Tasa de Aprendizaje Tecnología

Relación de Progresión (PR %)

Aerogeneradores en tierra    Tecnología

92

  Desarrollo del proyecto

90

  Licencia   Operaciones y Mantenimiento (O&M)

110 90

Gas de vertedero    1 MW

92

  0,22 MW

85

  Instalar un tubo extractor

85

  Instalación de tuberías y equipo de extracción

85

  Desarrollo del proyecto

90

  Licencia

100

  Operaciones y Mantenimiento (O&M)

90

Aerogeneradores en el mar

85

Energía solar fotovoltaica

85

Mareas

85

Olas

85

Gasificación de desechos

85

Biomasa

85

Central microhidráulica (< 1,25 MW)

90

Central hidráulica pequeña (1,25 a 20 MW)

90

Central hidráulica > 20 MW

95

Metano

92

Planta termosolar

92

Componentes planta solar (estructura, tubos receptores y espejos)

80

Tabla 1.3 Relaciones de progresión (PR) de 2005 a 2010 Fuente: International institute for Applied System Analysis (IIASA)

Coste de la instalación (€/kW)

Tecnología

2010 - 2020

Emisiones efecto Sensibilidad Rendimiento invernadero al precio (%) (kg CO2 del petróleo eq/MWh)

Mínimo

Máximo

Turbina de ciclo abierto de gas

600

630

440

40

Muy alta

Turbina de gas de ciclo combinado

790

820

400

50

Muy alta

Combustible pulverizado con desulfurización del gas

1.730

1.800

800

40 - 45

Media

Planta de generación de biomasa

1.500

3.000

30

33

Aerogenerador

1.000

1.200

0

33

Central hidráulica

2.284

2.300

0

38 - 47

Central fotovoltaica

4.120

4.500

0

40

Central termosolar

5.000

7.000

0

15 - 17

Nula

Tabla 1.4 Coste y Rendimiento de tecnologías energéticas renovables Fuente: Plan Tecnológico Energía Estratégica Europea 2007 y otras fuentes

1.3 Energía

termosolar volver

La preocupación mundial por el abastecimiento de energía y el progresivo consumo y agotamiento a la larga de las energías no renovables (petróleo y gas) obliga a estudiar todas las formas posibles de energía, entre las que sobresale como expectativa en un futuro inmediato, colaborando con las demás energías, la energía termosolar basada en el ciclo Rankine.

1.3.1 Ciclo Rankine El ciclo Rankine es un ciclo de potencia que opera con vapor. Este es producido en una caldera a alta presión para luego ser llevado a una turbina donde produce energía cinética, donde perderá presión. Su camino continúa al seguir hacia un condensador, donde el vapor remanente cambia al estado líquido. Posteriormente, es succionado por una bomba que aumentará la presión del fluido para poder ingresarlo nuevamente a la caldera. Existen algunas mejoras al ciclo, como por ejemplo agregar sobrecalentadores a la salida de la caldera que permitan obtener vapor sobrecalentado para que entre a la turbina y aumentar así el rendimiento del ciclo. • Proceso 1-2. Bombeo adiabático. La bomba o un compresor, aumenta la presión del líquido sin pérdidas de calor y aportando un pequeño trabajo. • Proceso 2-3. Calentamiento a presión constante (calentamiento del líquido hasta la temperatura del vapor de saturación, vaporización a temperatura y presión constante y sobrecalentamiento del vapor). Una fuente transmite calor al fluido de trabajo que está a presión constante en la caldera. Con este calor se evapora todo el líquido y se calienta el vapor hasta la temperatura máxima, en forma de vapor sobrecalentado.

• Proceso 3-4. Expansión adiabática del vapor sobrecalentado hasta la presión del condensador, con la descarga del vapor en la turbina en condiciones próximas a la de saturación, para que el contenido del líquido sea pequeño y no degrade el material de la turbina. • Proceso 4-1. Condensación del vapor restante a la salida de la turbina mediante la refrigeración en el intercambiador (condensador), para iniciar de nuevo el ciclo.

3 p

Turbina

QE

W Caldera o aportación calor (radiación solar)

W

TA TB

QS

QS

1

4

1

Intercambiador

2

3

2

W

4

QE

v

Bomba W Fig. 1.2 Ciclo Rankine

Rendimiento del ciclo de Carnot

80

60

40

20

0 500

600

700

800

900

1.000

Rendimiento del ciclo de Carnot (%)

Rendimiento del ciclo de Carnot (%)

El rendimiento ideal del ciclo Rankine tiene el mismo valor que el ciclo de Carnot: El motor Carnot trabaja al proporcionarle un calor QE desde una fuente de alta temperatura TA y extraerle un calor QS a una temperatura mas baja TB, con lo que produce un trabajo W.

Rendimiento del ciclo de Carnot 80

60

40

20

0 278

288

298

308

Temperatura adicional de aportación de calor en la caldera (K)

Temperatura de extracción de calor en la turbina (K)

Temperatura de entrada a la bomba o compresor 298 K (25ºC)

Temperatura de entrada a la turbina 800 K (527ºC)

Fig. 1.3 Rendimiento del ciclo de Carnot

En la figura 1.3 puede verse que la temperatura más alta a la entrada de la turbina es de 800 K y la más baja se encuentra a la salida de la bomba y es de 298 K. Luego, el rendimiento máximo que puede obtenerse es de:

En el caso de una máquina de tren de vapor que parte de agua a 25ºC y se calienta hasta la ebullición a 100 ºC, el rendimiento máximo es de:

Y en el caso de utilizar el sol como fuente de energía para calentar agua hasta 300ºC y que acciona una turbina, siendo el agua bombeada a la temperatura de 25ºC, el rendimiento máximo es de:

Si en lugar de utilizar agua se empleara un fluido orgánico de temperatura de ebullición 61ºC con temperatura del vapor de entrada a la turbina de 180ºC y que alimentara la bomba del circuito a 25ºC de temperatura, el rendimiento máximo sería de:

El fluido de trabajo que puede ser agua o refrigerantes tales como amoníaco, propano o freón, es vaporizado y condensado de nuevo de forma continua en el ciclo cerrado para accionar la turbina. Como las temperaturas en el evaporador y el condensador son bajas, se debe escoger un fluido de trabajo cuya presión de vapor sea bastante grande a esas temperaturas; por ejemplo, el amoníaco tiene una presión de vapor de 5,2 atmósferas a 5ºC y 10,3 atmósferas a 25ºC, mientras que los valores correspondientes del propano (C3H8) son de 5,5 atm a 5°C y 9,5 atm a 25°C, existiendo otros fluidos de características térmicas similares (freón, óxido de etileno,..). 400

Ẇbomba Proceso 1-2 = Comprensión isoentrópica en bomba (Potencia mecánica aportada) o Proceso 2-3 = Transmisión de Q

50 bar (725 psi)

punto crítico

350 300

E

calor hacia el fluido de trabajo a presión constante en la caldera

o Q E

250

Ẇturbina

200 150 100 50 0 0,0

0,06 bar (0,7 psi)

Ẇbomba 1,0

2,0

o Q S 3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

Ẇturbina Proceso 3-4 = Expansión isoentrópica del fluido de trabajo en turbina o Q S Proceso 4-1 = Transmisión de

calor desde el fluido de trabajo al condensador a presión constante hasta el estado de líquido saturado

3 turbina caldera

4 condensador

2

1 bomba

Fig. 1.4 Proceso típico del ciclo Rankine

Las ecuaciones típicas del ciclo de Rankine, es decir, el proceso termodinámico utilizado en centrales térmicas de potencia convencionales, en el que se evapora líquido, se expande y luego se condensa, son:

Siendo: Qo E = calor de entrada al sistema Qo S = calor de salida al sistema o = caudal m o = potencia mecánica W

ηtérmico = rendimiento termodinámico del proceso ηbomba = rendimiento isentrópico de la comprensión (bomba) ηturbina = rendimiento isentrópico de la expansión (turbina) h1, h2, h3, h4 = entalpías específicas en los puntos del diagrama T-S h4s = entalpía específica del fluido si la turbina es isentrópica p1, p2 = presiones antes y después del proceso de compresión El ciclo Rankine se mejora sometiendo el fluido a una serie de procesos que tienen como objeto aumentar el área encerrada por el diagrama, destacando: • Precalentamiento del agua comprimida con los gases que escapan por la chimenea de la caldera. No aumenta el área del diagrama, pero sí reduce el calor que se debe introducir al ciclo. • Recalentamiento del vapor que ha pasado por la turbina haciéndolo pasar por la caldera y después por otra turbina de baja presión. Esto previene la condensación del vapor durante la expansión, lo que podría dañar las palas de la turbina. • Regeneración, que consiste en extraer parte del vapor de la turbina para precalentar el líquido antes de entrar a la caldera, lo que aumenta la temperatura media del líquido y por lo tanto el rendimiento termodinámico del ciclo.

2

Aprovechamiento Contenidos

2.1

Introducción

2.2

Energía Solar (Radiación)

2.3

Concentrador

2.4

Colector

solar cilíndrico parabólico

2.5

Unidades

de seguimiento solar

2.6

Fluido

de energía solar

(Tracking)

de trabajo

Índice

de la energía solar

2.1 Introducción

volver

Las plantas termosolares producen energía limpia mediante el uso amplio del ciclo Rankine. Entre los componentes a estudiar figuran la captación de la radiación solar, la tecnología empleada en los espejos solares y el fluido de trabajo.

2.2 Energía Solar (Radiación)

volver

La energía solar proviene del sol donde se producen reacciones de fusión de los átomos de hidrógeno dando lugar a átomos de helio y liberando gran cantidad de energía, de la cual solo llega a la Tierra una pequeña parte, pues el resto se refleja hacia el espacio exterior por la presencia de la atmósfera terrestre. El sol emite radiaciones electromagnéticas y se comporta como un cuerpo negro a la temperatura de 6.000 K. Las radiaciones que emite abarcan desde el infrarrojo hasta el ultravioleta. Las radiaciones más cortas (ultravioleta) son absorbidas por los gases de la atmósfera, principalmente por el ozono. La energía solar que se disipa en el espacio es de 3,87 · 1026 vatios (3,87 · 1014 TW) y la que llega a la capa exterior de la Tierra es muy inferior, por el hecho de encontrarse a gran distancia y ser de un tamaño muy inferior al del Sol. La irradiancia es la unidad de medida de la radiación solar que llega a la Tierra y se expresa en W/m2 (vatio por metro cuadrado). Siendo la distancia entre el Sol y la Tierra de 1,5 · 1011 metros, el flujo de energía solar que alcanza la Tierra, fuera de la atmósfera, es de: 3, 87 $ 1026 2

4 $ π $ ^1, 5 $ 1011h

= 1.370 W/m2

que es la llamada constante solar, siendo el valor comúnmente aceptado de Ics = 1.353 W/m2. Como la radiación interceptada por el área del disco se distribuye sobre toda la superficie de la Tierra (área = 4 · p · R2), el flujo solar promedio sobre la Tierra en todos los puntos es: 1.370 $ π $ R2 4 $ π $ R2

= 342, 5 W/m2

La radiación solar instantánea que llega a la Tierra depende de la distancia al sol, la declinación, el ángulo horario, la latitud, y la constante solar. Una vez que llega a la Tierra tiene que atravesar las capas de la atmósfera para alcanzar una zona determinada y calentar el panel solar que capta esta energía.

2,5

Irradiancia espectral (W/m2/nm)

UV

Visible

2

Infrarroja

Luz solar en la alta atmósfera

1,5

Espectro del cuerpo negro a 5.250ºC

1 Radiación a nivel del mar H2O 0,5

H2O

O2 0

H2O

O3

250

H2O

500

750

1.000 1.250 1.500 1.750 Longitud de onda (nm)

CO2

2.000

H2O

2.250

2.500

Fig. 2.1 Irradiación solar

La radiación alcanza el panel solar de tres formas diferentes que al ser sumadas dan la radiación global: 1. Radiación directa, que penetra en la atmósfera sin ser afectada por los componentes atmosféricos. 2. Radiación difusa, que llega de forma dispersa a través de la difracción, dispersión y reflexión de los gases y las nubes. 3. Radiación albedo, procedente de la reflexión del terreno próximo. Su nombre proviene del latín “albus” que significa luz blanca o color pálido o la iluminación del suelo. Albedo típico (%)

Superficie Arcilla húmeda

16

Cal Suelo arenoso Bosque de coníferas Hierba verde

Superficie

Albedo típico (%)

Hielo

60

45

Agua profunda

5 - 20

20 - 25

Nubes gruesas

70 - 95

Nubes finas

20 - 65

5 - 15 26

Edificios

9

Hormigón

15 - 37

Medio urbano

15

Nieve fresca

75 - 90

Maíz

18

Nieve vieja

35 - 70

Algodón

Tabla 2.1 Radiación Albedo. Fuente: Stull 2000

20 - 22

Dispersa

Directa

Difusa

Albedo

Fig. 2.2 Radiación global (Directa + difusa + albedo)

La medición de la irradiación solar en un punto de la Tierra puede verse en los Datos de Irradiación Solar PVGIS de Europa (Fig. 2.3).

Fig. 2.3 Consulta datos de irradiación solar de puntos de la Tierra. Fuente: PVGIS Europa. 2001 – 2007. http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps/radmonth.php

Por ejemplo, en un punto situado en el Sur de España, de coordenadas 36º 35’ N y 5º 31’ O y elevación 551 m, con una orientación óptima de 35º de los módulos solares, la consulta de los datos de irradiación solar PVGIS nos da:

Fig. 2.4 Irradiación solar de enero a diciembre del punto 36º 35’ N y 5º 31’ O y elevación 551 m. Fuente: PVGIS Europa

Las fórmulas utilizadas en la simulación son las siguientes:

Declinación (fórmula

de

Cooper)

El día del año es el número de días transcurridos desde el 1 de enero.

Ángulo de inclinación

≈23,5º Solsticio de invierno

Polo norte de la esfera celeste Trayectoria aparente del sol en el plano elíptico Equinoccio de otoño

Tierra Sol

Equinoccio de primavera Plano del ecuador celeste 90º Polo sur de la esfera celeste



Fig. 2.5 Declinación

Solsticio de verano ≈23,5º

Radiación

solar aparente

o con la fórmula simplificada I0 = 1.353 - 1, 93 $ d (declinación) Radiación

normal directa en días claros a la

Tierra b

IND = a $ e- sen^Ah Con: A = altura solar = arcsen^sen ϕ $ sen δ + cos ϕ $ cos δ $ cos ϖh j = latitud d = declinación w = ángulo horario = 15 · (ts – 12), siendo ts = hora solar local a , b valores de la tabla siguiente: Día 21 mes

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

a (W/m2)

1228

1212

1184

1134

1102

1086

1084

1106

1150

1190

1219

1232

0,142 0,144 0,156

0,18

0,96

0,205 0,207 0,201 0,177

0,16

0,149 0,142

b

Tabla 2.2 Parámetros a, b de la Radiación normal directa. Fuente: ASHRAE Apl/82

Radiación

directa al colector

IDC = IDN $ cos β cos β = ángulo entre la normal a la superficie y la dirección de los rayos del sol Radiación

difusa al colector

IDE = c $ IDN en la que: Día 21 mes

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

c

0,058

0,06

0,071

0,097

0,121

0,134

0,136

0,122

0,092

0,073

0,063

0,057

Tabla 2.3 Parámetro c de radiación difusa. Fuente: ASHRAE Apl/82

Radiación Albedo IDR = IDN $ ρ $ c

1 - cos θ m 2

Con: ρ = coeficiente de reflexión o albedo del entorno θ = ángulo de inclinación de la superficie (horizontal θ = 0)

Radiación global = Directa (IDC) + Difusa (IDE) + Albedo (IDR) Las unidades energéticas que se utilizan, aparte de la unidad de energía Joule (J) del sistema internacional, son: 1 kilovatio-hora (1 kWh) = 3,6 · 106 J (joules) 1 kilocaloría (1 kcal) = 103 cal = 4.186 J (joules) El programa de Irradiación Solar PVGIS de Europa proporciona los Wh/m2 promedio por día con inclinación en ángulo óptimo para la radiación.

Mes

1

Irradiación diaria con inclinación (Wh/m2)

Irradiación diaria con inclinación (kWh/m2)

Ángulo óptimo

Ángulo óptimo

3.964

Ene

Mes

kWh/m2

3,964

1

3,964

2

Feb

4.331

4,331

2

4,331

3

Mar

5.508

5,508

3

5,508

4

Abr

5.591

5,591

4

5,591

5

May

6.460

6,46

5

6,46

6

Jun

6.743

6,743

6

6,743

7

Jul

6711

6,711

7

6,711

8

Ago

6.606

6,606

8

6,606

9

Sep

5.889

5,889

9

5,889

10

Oct

5.150

5,15

10

5,15

11

Nov

3.590

3,59

11

3,59

12

Dic

3.316

3,316

12

3,316

5.328

5,328

Año

 

Tabla 2.4 Irradiación (Wh/m2 y kWh/m2) diaria con inclinación (punto en el Sur de España, coordenadas 36º 35’ N y 5º 31’ O y elevación 551 m)

8 7 kWh/m2

6 5 4 3 2 1 0

0

2

4

6 8 meses

10

Fig. 2.6 Irradiación diaria kWh/m

12 2

Luego, la energía solar máxima captada en un año por m2, es de: 5,328 kWh/día-m2 · 360 días = 1.918 kWh/año-m2

2.3 Concentrador

de energía solar volver

Relación de concentración

La energía solar es de baja intensidad, precisando de grandes áreas colectoras, es intermitente (energía cero durante la noche aumentando desde la salida del sol, alcanzando un máximo al 100.000 mediodía y disminuyendo hasta la puesta del sol), por lo que es Horno solar 10.000 necesario disponer de algún Disco parabólico sistema de almacenamiento de 1.000 la energía captada, que puede quedar interrumpida por nubes, Torre de heliostatos 100 lluvia, nieve, polvo o niebla o por la noche. Captador cilíndrico parabólico

10 1

Existen varios sistemas de concentración de la energía solar que, dependiendo de la temperatura, consiguen relaciones de concentración diferente.

Captador plano 0

400 800

1.600

2.400

3.200

Temperatura ºC

Fig. 2.7 Concentradores solares

2.3.1 Captador

plano

Los captadores planos (Fig. 2.9) son los más sencillos, pero tienen un bajo rendimiento al no estar protegidos por una cubierta vitrificada, y tener pérdidas más grandes en el colector. La placa absorbente puede ser metálica, de caucho sintético o polipropileno. Se utilizan en el calentamiento de agua de piscinas donde la temperatura es más baja. Se aplican también en el tejado de edificios, sustituyendo la cubierta. Debido a su poco rendimiento y a su baja relación de concentración, no suelen aplicarse en la generación de electricidad. Consumo ACS

Piscina

Circuito primario

Calefacción

ACS

100 Piscinas Rendimiento colector (%)

Producción agua caliente sanitaria y calentamiento de piscina

80 60

Ca

40 20 0 0

Vacío Plano (c ubierta) Plan ho o (s op in c lás ubie tic rta) o

uc

0,02

0,04

0,06

0,08

Diferencia entre temperaturas (fluido-ambiente)

Circuito secundario

Fig. 2.8 Instalación de calentamiento de una piscina y rendimiento

Fig. 2.9 Captador plano. Fuente: Wolf GmbH

2.3.2 Captador

cilíndrico parabólico

Los colectores cilíndrico parabólicos concentran la radiación solar, con un factor que puede llegar a 80 o más, en un receptor formado por tuberías que contienen un fluido de transmisión de calor (agua, aceite térmico u otro fluido) que circula hacia un intercambiador de calor, que a su vez produce vapor para la turbina generadora de electricidad. Las temperaturas alcanzadas varían entre 350 a 400ºC y la energía generada entre 30 a 80 MW. Los colectores están alineados de Norte a Sur y siguen la trayectoria del sol de Este a Oeste. Un sensor controlado por un ordenador principal gobierna la posición de cada colector para que siga la trayectoria del sol al objeto de exponer el espejo frente al ángulo óptimo solar. Un programa ajusta la orientación de los paneles de acuerdo con la fecha y hora del día o bien un sistema pasivo calienta un líquido integrado en la estructura de soporte del sistema, lo que altera el centro de gravedad de la estructura de soporte de los espejos y la hace girar siguiendo la trayectoria del sol. En la figura 2.10 puede verse la planta solar de Almería de 50 MW con una superficie total de espejo de 500.000 m2 y en la 2.11 la central electrosolar AndaSol I, con potencia nominal 2 x 50  MW, con 6 h de almacenamiento térmico de potencia, situada en Guadix (Granada). Central eléctrica

Lazo de colectores solares

Vapor

Agua

Caldera suplementaria

Vapor sobrecalentado Fluido portador de calor calentado por el sol

Sobrecalentador solar Vapor y agua

Fluido portador de calor

Colectores solares

Generador eléctrico y transformador

Generador de vapor Condensador Torre de refrigeración Agua de refrigeración

Fig. 2.10 Planta térmica solar de media temperatura. Fuente: NREL/SR-550-34440 Planta de energía solar térmica con captadores de concentración Andasol-Guadix (Granada)- 4 · 49,9 MWe 4 · 180 millones kWh/año - 4 · 25 millones € Campo solar

Recalentador solar

Turbina de vapor Caldera (opcional)

Tanque de sal fundida 2 tanques de sal (opcional)

Condensador

Desaerador

Precalentador baja presión Tanque de sal fría

Recalentador solar Tanque de expansión

Fig. 2.11 Central electrosolar AndaSol I con captadores de concentración Fuente: ESTIA

2.3.3 Torre

de helióstatos

La torre de energía solar (Fig. 2.12) utiliza un receptor central montado en la parte superior de una torre que está rodeada de helióstatos consistentes en espejos móviles concentradores de la radiación solar en el receptor y que siguen

la trayectoria del sol. La torre receptora absorbe la energía calentando un fluido de transmisión tal como sodio, agua, sal fundida o aire, pudiendo alcanzar temperaturas del orden de 500 a 1.000ºC. Un sistema de almacenamiento de la energía calorífica del fluido portador de calor alimenta una caldera de vapor. La central puede generar de 100 a 200 MW. El sistema está menos desarrollado que la granja solar pero puede ser más económico a altas potencias (> 100 MW). Receptor

288ºC

Sal

Tanque de sal fundida

Tanque de sal fría 288ºC Heliostatos

Sal Generador de vapor

Torre Sal Agua

Vapor

Vapor

Retorno de calor Receptor

Aire caliente 680ºC

Generador de turbina

Generador de vapor

Almacenamiento térmico Bloque potencia Campos de heliostatos

Soplante

Aire frío 110ºC

Vapor 65 bar, Soplante 460ºC

Fig. 2.12 Torre de energía solar. Fuente: NREL y Plataforma Solar de Almería-CIEMAT

La Plataforma Solar de Almería (PSA) (Fig. 2.13), dispone de dos sistemas receptores centrales de 0,5 MW y uno de 1 MW , un sistema parabólico de 500 kW y tres discos parabólicos con motores Stirling con una capacidad total de 27 kW, habiendo ensayado una gran variedad de sistemas térmicos solares e investigado nuevos materiales.

Fig. 2.13 Plataforma solar de Almería. Fuente: Plataforma Solar de Almería-CIEMAT

La plataforma inició sus actividades en 1977 y más adelante tuvo la colaboración de Alemania, Suiza, Israel, Brasil, Rusia, Egipto e Inglaterra, llevando a cabo tareas de sistemas de generación de energía térmica solar, investigación química solar, tecnológica y aplicaciones solares. En un futuro próximo se construirá una planta de 100 MW (300 millones de euros) basada en la generación de aceite térmico o vapor directo, una torre solar de receptores de aire y la mejora y perfeccionamiento de discos parabólicos. Posiblemente se adopte un sistema híbrido o combinado entre calefacción térmica solar y convencional con combustibles fósiles. Gracias a la experiencia conseguida en la plataforma solar de Almería, se puso en marcha la primera planta comercial en Sevilla en el año 2006 (PS10 con 11 MWe), y el año 2008 otra planta en Granada (Andasol 1 con 50 MWe). El objetivo de España es de 500 MWe en el año 2010.

2.3.4 Disco

parabólico

Los discos parabólicos (Fig. 2.14) consisten en espejos cóncavos parabólicos con el receptor montado en el foco. Con relación a los sistemas anteriores alcanzan mayores concentraciones de energía y temperaturas más elevadas (600 – 1.200ºC) pero con potencias más bajas, del orden de 10 – 50 kW para una sola unidad, es decir, deben trabajar varias unidades para lograr potencias de MW. Trabajan con motores Stirling que convierten directamente el calor a energía cinética a través de un ciclo termodinámico regenerativo con compresión y expansión cíclicas del fluido de trabajo, operando entre dos temperaturas, la del foco caliente y la del foco frío, o bien utiliza pequeñas turbinas de gas. Existen dos sistemas de espejos, un concentrador formado por una membrana Fig. 2.14 Disco parabólico metálica ajustada que junto Fuente: Plataforma Solar de Almería-CIEMAT con el receptor, el motor Stirling y el generador está instalada en el foco y que va siguiendo la trayectoria solar, y reflectores móviles, formados por plástico reforzado con fibra de vidrio, que concentran la luz reflejada en un receptor fijo.

2.3.5 Horno

solar

Es parecido a la torre solar, provisto de helióstatos móviles que concentran los rayos del sol en un espejo de forma parabólica, en cuyo foco se encuentra el horno, consiguiendo así relaciones de concentración de 10.000 o superior. Concentra el equivalente a 2.000 soles y permite obtener temperaturas elevadas de hasta 3.500ºC con aplicaciones en tratamiento y evaluación de materiales.

Fig. 2.15 Horno solar de Odello (Francia) Situación

Granja solar

Factor de emisión CO2 (kg/TJ)

0

NOx (kg/TJ)

0

Partículas (kg/TJ)

0

SO2 (kg/TJ)

0

VOCs (kg/TJ)

10.499

En la construcción NOx (kg/TJ)

36

76

CO2 (kg/TJ)

0

SO2 (kg/TJ)

0

NOx (kg/TJ)

0

Partículas (kg/TJ)

0

VOCs (v/TJ)

0

En la construcción CO2 (kg/TJ)

7.240

En la construcción NOx (kg/TJ)

23

En la construcción SO2 (kg/TJ)

Disco solar

0

En la construcción CO2 (kg/TJ)

En la construcción SO2 (kg/TJ)

Torre solar

Valor

58

CO2 (kg/TJ)

0

NOx (kg/TJ)

0

Partículas (kg/TJ)

0

SO2 (kg/TJ)

0

VOCs (kg/TJ)

0

En la construcción CO2 (kg/TJ)

7.546

En la construcción NOx (kg/TJ)

17

En la construcción SO2 (kg/TJ)

36

Tabla 2.5 Impacto ambiental energía solar térmica de alta temperatura

Los sistemas de energía térmica de alta temperatura, todavía no son viables económicamente para conectarse a la red, pero pueden competir con los generadores diesel en aplicaciones aisladas.

2.4 Colector

solar cilíndrico parabólico volver

Un colector cilíndrico parabólico capta la radiación solar y está formado por un espejo parabólico, plateado o revestido con aluminio pulido, con un tubo tipo termo situado en toda su longitud en el foco lineal del espejo. El sol es reflejado por el espejo y concentrado en el tubo donde calienta un fluido de trabajo (agua, aceite u otro líquido) que circula por el tubo y que absorbe el calor de la radiación solar. El fluido caliente es utilizado para calentar vapor que acciona una turbina que genera electricidad. El rendimiento térmico del colector se encuentra dentro del margen de 60 a 80% y el rendimiento global desde la radiación solar captada en el colector hasta la red eléctrica es usualmente del 15%. El seguimiento de la trayectoria del sol por el conjunto de paneles colectores añade más rendimiento a la extracción de energía solar.

anillo con vacío

absorbedor selectivo recubrimiendo antireflexivo

sello mantenimiento vidrio-metal fuelle del vacío tubo de recubrimiento compensador con revestimiento antireflexivo de la dilatación

Fig. 2.16 Receptor cilíndrico parabólico abierto fluido de trabajo caliente

tapa rodamientos reflector lateral

tubo receptor reflector lateral

fluido de trabajo frío

cilindro parabólico

rodamientos

orientación alternativa de las filas tubo receptor

tapa

reflector lateral rodamientos

tubos calefactores rodamientos

cilindro parabólico tubos calefactores

Fig. 2.17 Receptor cilíndrico parabólico cerrado

Una variante de la clásica central de vapor calentada por el fluido de trabajo es utilizar el ciclo de Rankine con fluidos orgánicos que son transformados en vapor por la energía solar y que accionan directamente la turbina generadora de electricidad. De este modo el ciclo de Rankine ahorra la etapa clásica de aceite caliente – vapor de agua y tiene un mayor rendimiento. Otra variante del receptor cilíndrico parabólico es el reflector lineal Fresnel formado por bandas rectas de espejos planos concentrando la radiación en dos tubos, lo que permite obtener una mayor densidad de reflectores y una mayor extracción de energía en el mismo espacio de terreno.

Fig. 2.18 Reflectores lineales Fresnel Pérdidas

Abierto

Cerrado

Comentarios

1

0,95

El receptor parabólico de tipo abierto no tiene cubierta, mientras que el de tipo cerrado tiene una cubierta con tratamiento antireflexión.

Reflectividad del espejo

0,93

0,93

Espejos de igual calidad.

Pérdidas de reflexión del tubo de vidrio

0,95

0,95

Calidades iguales de los tubos, con tratamiento antireflexión.

Factor de interceptación

0,98

0,98

Exactitudes ópticas supuestas iguales.

Absorbancia del receptor

0,95

0,95

Superficies del receptor de igual calidad.

0,99

El receptor parabólico de tipo abierto está instalado horizontalmente en la latitud 40º, mientras que el de tipo cerrado está dirigido según el eje norte-sur con un ángulo de inclinación que se ajusta de 2 a 4 veces por año.

Pérdidas por reflexión de la cubierta

Efecto del coseno del ángulo de incidencia

0,82

Pérdidas

Cerrado

Comentarios

1

El receptor parabólico de tipo abierto tiene pérdidas en los extremos y en la estructura de soporte, mientras que el de tipo cerrado no tiene dichas pérdidas.

0,99

Una pequeña cantidad de luz recorre varias veces el tubo de vidrio, lo que es ligeramente más importante en el receptor parabólico de tipo cerrado debido al mayor diámetro del tubo de vidrio.

0,98

En el receptor parabólico de tipo abierto la luz recorre 3 veces las superficies cubiertas de polvo, mientras que en el de tipo cerrado, sólo lo hace una vez.

0,95

El receptor parabólico de tipo cerrado adopta una menor distancia entre filas de colectores, debido a su coste más bajo al reducir el terreno necesario y el coste de las tuberías. Los datos son el resultado de una simulación por ordenador considerando la atenuación atmosférica y el ángulo solar.

0,95

0,99

El receptor parabólico de tipo abierto es más delgado y por lo tanto tiene una mayor capacidad térmica por unidad de área de apertura. El calor almacenado se pierde después de la puesta del sol o por el paso de nubes. La capacidad térmica es de 0,36 Wh/m2 K o 126 Wh/m2 para una elevación de temperatura de 350ºC. Suponiendo una captación de 2,5 kWh/m2 por iluminación solar, la pérdida representa un 5%. Esta pérdida es 6 veces menor en el receptor parabólico de tipo cerrado más pequeño.

52,8%

70,6%

Los rendimientos anteriores se multiplican y las pérdidas se restan.

Pérdidas térmicas

10%

10%

Suponiendo en ambos casos, una intensidad de luz incidente de 800 W y unas pérdidas térmicas de 80 W/m2.

Rendimiento final

42,8%

60,6%

Este es el rendimiento con relación a la insolación normal directa.

Pérdidas en los extremos y en las juntas

Pérdidas por recorrido de la luz solar

Pérdidas por polvo depositado

Efecto sombra entre filas de los captadores

Capacidad térmica

Rendimiento antes de las pérdidas térmicas

Abierto

0,9

0,995

0,94

0,98

Tabla 2.6 Comparación de pérdidas entre el receptor parabólico de tipo abierto (grandes plantas) y el de tipo cerrado (pequeñas plantas)

Tabla 2.7 Rendimiento del colector cilíndrico parabólico de tipo abierto 0,729 0,961

Pérdidas receptor térmico

Pérdidas de calor en la tubería

0,35 0,827 0,98 10,6

Rendimiento Planta de Potencia (EPGS)

Carga parásita eléctrica

Disponibilidad de la planta de potencia

Rendimiento anual solar-eléctrico

No disponible

0,533

Rendimiento óptico del colector cilíndrico parabólico

Pérdidas tanque almacenamiento térmico

1989

SEGS VI - Planta de referencia en California (30 MWe 188.000 m2)

Base

Año en servicio

Proyecto

Componente

14,3

0,94

0,884

0,37

0,991

0,965

0,86

0,567

2004

Colector 100

Término actual

17,0

0,94

0,922

0,4

0,996

0,967

0,852

0,598

2010

Colector 150

Término medio

SunLab

17,3

0,94

0,928

0,4

0,996

0,968

0,853

0,602

2020

Colector 400

Término largo

14,1

0,94

0,884

0,37

0,991

0,965

0,843

0,567

2004

Colector 100

Término actual

15,4

0,94

0,922

0,4

0,996

0,967

0,81

0,57

2010

Colector 150

Término medio

Sargent & Lundy

15,5

0,94

0,928

0,4

0,996

0,968

0,81

0,57

2020

Colector 400

Término largo

Item

Colector cilíndrico parabólico

Comparación del colector cilíndrico parabólico cerrado (pequeñas plantas) con relación al abierto (grandes plantas)

Abierto

Cerrado

1

Estructura de soporte

Chasis

2

Espejo

Caja

3

Tubo colector (HCE - Heat Collecting Element)

Tubo receptor

4

Unidad Seguimiento solar (Tracking)

Unidad Seguimiento solar (Tracking)

El módulo de control basado en un microprocesador para las cajas individuales del tipo cerrado tiene un coste de pocos euros y el coste por m2 de los cables y los controladores centrales cuesta como máximo de 2 a 3 euros. El coste para los de tipo abierto es 10 veces más.

5

Tuberías calefactoras

Tuberías calefactoras

Los circuitos de las tuberías de conexión conectan las filas adyacentes con materiales comunes y con una longitud de 0,6 m por m2 de colector, el coste no supera los 3 a 5 euros.

6

Circuitos de interconexión

7

Rendimiento

El coste y el peso son 4 veces menores y el coste de la mano de obra es más bajo. En conjunto el coste total es 10 veces (o más) inferior. Costes equivalentes Los tubos colectores integrados (HCE) tienen un precio elevado y los recubrimienos (absorción selectiva y antireflexión son de coste muy bajo comparados con los tubos colectores integrados (HCE).

El coste del colector cerrado es un 40% más que Circuitos de en el modelo abierto pero queda compensado por interconexión el soporte y las tuberías calefactoras más simples.

Rendimiento

En el modelo cerrado hay una pérdida del 8% compensada con un recubrimiento plateado reflector. La mayor densidad entre las filas de colectores representa una pérdida del 5 al 10% por el efecto sombra. Por consiguiente, el modelo de caja cerrada tiene un factor de pérdida en el rendimiento del 10 al 15%. Sin embargo, debido a su concentración, la reducción del 50% del coste de instalación en el terreno es fácil de obtener en el colector de tipo cerrado. De este modo, siendo el coste de instalación en el terreno el 60% del coste total de la planta, la reducción obtenible del colector de tipo cerrado, es del 30% del coste total de la planta.

Tabla 2.8 Características del colector cilíndrico parabólico de tipo cerrado (pequeñas plantas) con relación al abierto (grandes plantas)

Luego en el año 2010, considerando el rendimiento óptico y las pérdidas térmicas del colector cilíndrico parabólico de tipo abierto: Rendimiento del colector cilíndrico parabólico abierto = 0,598 · 0,852 = 0,509 Luego: Rendimiento del colector cilíndrico parabólico de tipo abierto = 0,43 ≈ 0,5 Rendimiento del colector cilíndrico parabólico de tipo cerrado = 0,6

De este modo, en el punto del Sur de España, de coordenadas 36º 35’ N y 5º 31’ O y elevación 551 m, como la energía solar máxima captada en un año por m2, es de 1.918 kWh/año-m2, la irradiación solar anual aprovechada para calentar el fluido es: Tipo abierto: 1.918 kWh/año-m2 · 0,5 = 959 kWh/año-m2 ≈ 960 kWh/año-m2 Tipo cerrado: 1.918 kWh/año-m2 · 0,6 = 1.150 kWh/año-m2 ≈ 1.200 kWh/año-m2 Siendo la expresión de la declinación (fórmula de Cooper)

La duración del día en el punto citado es:

En la tabla 2.9 se encuentran los cálculos y en la figura 2.20 las horas de sol de cada día del año. Lugar latitud 36º 35’ N, longitud 5º 31’ O Latitud Grados

Radianes

Día

Declinación

Duración día solar (horas)

Día

Duración día solar (horas)

1

-0,401619782

9,550584349

1

9,550584349

36º 35’

36,58333333

0,638175926

36º 35’

36,58333333

0,638175926

7

-0,391471811

9,621720763

7

9,621720763

36º 35’

36,58333333

0,638175926

13

-0,377155617

9,720718385

13

9,720718385

36º 35’

36,58333333

0,638175926

19

-0,358823635

9,845304052

19

9,845304052

36º 35’

36,58333333

0,638175926

25

-0,336671054

9,992835225

25

9,992835225

36º 35’

36,58333333

0,638175926

31

-0,310933746

10,16047318

31

10,16047318

36º 35’

36,58333333

0,638175926

37

-0,28188575

10,34533934

37

10,34533934

36º 35’

36,58333333

0,638175926

43

-0,249836357

10,54464091

43

10,54464091

36º 35’

36,58333333

0,638175926

49

-0,215126816

10,75575908

49

10,75575908

36º 35’

36,58333333

0,638175926

55

-0,178126697

10,97629946

55

10,97629946

36º 35’

36,58333333

0,638175926

61

-0,139229962

11,20410826

61

11,20410826

36º 35’

36,58333333

0,638175926

67

-0,098850768

11,43726047

67

11,43726047

36º 35’

36,58333333

0,638175926

73

-0,057419053

11,67402636

73

11,67402636

36º 35’

36,58333333

0,638175926

79

-0,015375965

11,91282275

79

11,91282275

36º 35’

36,58333333

0,638175926

85

0,026830839

12,15215433

85

12,15215433

36º 35’

36,58333333

0,638175926

91

0,068751961

12,39054966

91

12,39054966

36º 35’

36,58333333

0,638175926

97

0,109941041

12,62649575

97

12,62649575

36º 35’

36,58333333

0,638175926

103

0,149959517

12,85837509

103

12,85837509

36º 35’

36,58333333

0,638175926

109

0,188381289

13,08440919

109

13,08440919

36º 35’

36,58333333

0,638175926

115

0,224797258

13,30261342

115

13,30261342

36º 35’

36,58333333

0,638175926

121

0,258819685

13,51076877

121

13,51076877

36º 35’

36,58333333

0,638175926

127

0,290086311

13,70641692

127

13,70641692

36º 35’

36,58333333

0,638175926

133

0,318264225

13,88688531

133

13,88688531

Latitud Grados

Radianes

Día

Declinación

Duración día solar (horas)

Día

Duración día solar (horas)

36º 35’

36,58333333

0,638175926

139

0,343053399

14,04934746

139

14,04934746

36º 35’

36,58333333

0,638175926

145

0,364189889

14,19092175

145

14,19092175

36º 35’

36,58333333

0,638175926

151

0,381448644

14,30880624

151

14,30880624

36º 35’

36,58333333

0,638175926

157

0,394645899

14,40044134

157

14,40044134

36º 35’

36,58333333

0,638175926

163

0,403641136

14,46368422

163

14,46368422

36º 35’

36,58333333

0,638175926

169

0,408338578

14,49697327

169

14,49697327

36º 35’

36,58333333

0,638175926

175

0,408688207

14,49945832

175

14,49945832

36º 35’

36,58333333

0,638175926

181

0,404686302

14,47107511

181

14,47107511

36º 35’

36,58333333

0,638175926

187

0,396375473

14,41255102

187

14,41255102

36º 35’

36,58333333

0,638175926

193

0,38384421

14,32534103

193

14,32534103

36º 35’

36,58333333

0,638175926

199

0,36722594

14,21150518

199

14,21150518

36º 35’

36,58333333

0,638175926

205

0,346697608

14,07354797

205

14,07354797

36º 35’

36,58333333

0,638175926

211

0,322477791

13,91424391

211

13,91424391

36º 35’

36,58333333

0,638175926

217

0,29482437

13,73647182

217

13,73647182

36º 35’

36,58333333

0,638175926

223

0,264031787

13,54307464

223

13,54307464

36º 35’

36,58333333

0,638175926

229

0,230427908

13,3367547

229

13,3367547

36º 35’

36,58333333

0,638175926

235

0,194370533

13,12000725

235

13,12000725

36º 35’

36,58333333

0,638175926

241

0,156243584

12,89509007

241

12,89509007

36º 35’

36,58333333

0,638175926

247

0,116453022

12,66402403

247

12,66402403

36º 35’

36,58333333

0,638175926

253

0,075422519

12,42861802

253

12,42861802

36º 35’

36,58333333

0,638175926

259

0,03358895

12,19051181

259

12,19051181

36º 35’

36,58333333

0,638175926

265

-0,00860226

11,95123105

265

11,95123105

36º 35’

36,58333333

0,638175926

271

-0,050701877

11,71224946

271

11,71224946

36º 35’

36,58333333

0,638175926

277

-0,092261643

11,47505412

277

11,47505412

36º 35’

36,58333333

0,638175926

283

-0,132839046

11,24120997

283

11,24120997

36º 35’

36,58333333

0,638175926

289

-0,172002037

11,01241961

289

11,01241961

36º 35’

36,58333333

0,638175926

295

-0,209333625

10,79057401

295

10,79057401

36º 35’

36,58333333

0,638175926

301

-0,244436319

10,57778878

301

10,57778878

36º 35’

36,58333333

0,638175926

307

-0,276936362

10,37642

307

10,37642

36º 35’

36,58333333

0,638175926

313

-0,306487706

10,18905291

313

10,18905291

36º 35’

36,58333333

0,638175926

319

-0,332775703

10,01845732

319

10,01845732

36º 35’

36,58333333

0,638175926

325

-0,355520448

9,867505572

325

9,867505572

36º 35’

36,58333333

0,638175926

331

-0,374479766

9,739052643

331

9,739052643

36º 35’

36,58333333

0,638175926

337

-0,389451785

9,635783997

337

9,635783997

36º 35’

36,58333333

0,638175926

343

-0,400277092

9,560043869

343

9,560043869

36º 35’

36,58333333

0,638175926

349

-0,406840421

9,513663539

349

9,513663539

36º 35’

36,58333333

0,638175926

355

-0,409071891

9,497813401

355

9,497813401

 

 

 

 

Promedio

12,03585551

Tabla 2.9 Duración del día en el punto-latitud 36º 35’ N y longitud 5º 31’ O

Horas de sol

16 14 12 10 8 6 4 2 0

0

50

100

150

días

200

250

300

350

400

Fig. 2.19 Horas de sol por día en el punto de latitud 36º 35’

La potencia media captada por hora, siendo el promedio de horas de sol durante el año de 12 y la captación neta del colector solar cerrado de 1.200 kWh/año-m2, es: Colector tipo cerrado





Colector tipo abierto

Por lo tanto la energía anual en kWh que proporciona el colector (cerrado y abierto), sin considerar de momento su superficie, ni el rendimiento del intercambiador, ni de la turbina y del generador eléctrico es de: Cerrado Abierto

0,277 kWh · 12 h día · 365 = 1.213 kWh/año-m2 0,222 kWh · 12 h día · 365 = 972 kWh/año-m2

Para la obtención de estos valores se ha considerado que la placa parabólica está inclinada un ángulo igual al de la latitud, con el objetivo de captar la máxima radiación solar.

2.5 Unidades volver

de seguimiento solar

(Tracking)

Los sistemas de seguimiento del sol (sun tracking) pueden ser activos, dotados de un motor asociado a un ordenador, con un programa que ajusta la orientación de los paneles de acuerdo con la fecha y hora del día; o bien pasivos, que calientan un líquido integrado en la estructura de soporte del sistema, que altera el centro de gravedad y hace girar la estructura siguiendo el sol. Los seguidores pasivos utilizan un gas comprimido de bajo punto de ebullición que está en equilibrio con su líquido condensado. Este líquido es conducido a uno u otro lado del mecanismo del seguidor, desequilibrándolo y variando su posición. El seguimiento solar permite conseguir un aumento en la energía captada del orden del 30 a 40% con relación a los sistemas fijos.

2.5.1 Seguidores

pasivos

Al iniciarse el día la placa pasiva está orientada al Oeste y a medida que el sol se levanta en el horizonte, este calienta la cara que no está a la sombra, con lo que

el líquido se mueve a través de un tubo de cobre colocado en lado Este de la placa y esta gira dando la cara al Este. El calentamiento del líquido es controlado por las placas de aluminio opacas. Cuando una placa está expuesta al sol más que la otra, aumenta la presión de vapor del gas forzando la entrada de líquido en la parte refrigerada en el lado de la sombra con lo que el peso desplazado del líquido hace que el sistema gire hasta que las dos placas están de forma equivalente dentro de la sombra.

Oeste

Oeste

Este

Oeste

Este Oeste Fig. 2.20 Seguidor pasivo

Este

Este

A medida que el sol se desplaza, el sistema sigue a unos 15º/hora buscando continuamente el equilibrio gracias al desplazamiento del líquido desde un lado del seguidor al otro. Al terminar el día, el sistema se queda mirando al Oeste y permanece en esta posición toda la noche hasta que amanece y el sol se levanta del horizonte el siguiente día.

2.5.2 Control

de seguimiento intermitente

La velocidad aparente del sol es de unos 0,25º/minuto y el mecanismo de

seguimiento controla el movimiento con pasos discretos a un intervalo de tiempo calculado, lo que introduce pequeños errores a medida que el sol se mueve de forma constante.

2.5.3 Control

de seguimiento mediante algoritmo

En la Plataforma Solar de Almería (PSA) el colector se coloca según el eje Norte-Sur para seguir la trayectoria del sol en la dirección Este-Oeste. El algoritmo de control utiliza como constantes la longitud y latitud del lugar y la variable es el Tiempo Universal Instantáneo extraído del procesador del controlador. La realimentación la da el codificador incremental detector de la posición que la compara con la diferencia entre la posición calculada del sol y la posición real determinada en el colector. El software del programa contiene 17 ecuaciones que debe resolver para localizar la posición del sol por medio de un PLC (Programmable Logic Controller). En otro sistema, que funciona en lazo cerrado, los cálculos se realizan según la figura 2.21. Inicio

Parámetros de entrada 1. Medida de 3 ángulos α, β en diferentes zonas locales (LCT) 2. Parámetros comunes: φ, n y hora del meridiano

Tres ecuaciones lineales con tres parámetros desconocidos (φ, λ y ζ) se forman para tres conjuntos de hora local (LCT) y los ángulos de seguimiento α y β. Para cada conjunto de hora local (LCT) y los ángulos de seguimiento α y β: 1. Calcular el ángulo de declinación, δ. 2. Calcular el ángulo horario, ω.

Se determinan tres ángulos de inclinación (φ, λ y ζ) utilizando ecuaciones de tercer orden

Fin

Fig. 2.21 Algoritmo de seguidor activo en lazo cerrado (3 ejes) Fuente: Sensors 2009 7849-7865

Siendo los parámetros: α = ángulo de elevación β = ángulo azimutal w = ángulo horario δ = ángulo de declinación φ = latitud del lugar φ, λ y ζ = ángulos de orientación de los ejes del soporte motor del colector solar Las ecuaciones de determinación de los ángulos de orientación del soporte motor del seguidor solar son complicadas: Z cos α1 senβ1 - cos δ1 senω1 - senφ cos δ1 cos ω1 + cos φ senδ1 ] ] cos α2 senβ2 - cos δ2 senω2 - senφ cos δ2 cos ω2 + cos φ senδ2 [ cos α3 senβ3 - cos δ3 senω3 - senφ cos δ3 cos ω3 + cos φ senδ3 λ = sen- 1 ]] cos φ cos δ1 cos ω1 + senφ senδ1 - cos δ1 senω1 - senφ cos δ1 cos ω1 + cos φ senδ1 \

_ b b ` b b a

Z _ cos φ cos δ1 cos ω1 + senφ senδ1 - cos δ1 senω1 cos α1 senβ1 ] b cos φ cos δ2 cos ω2 + senφ senδ2 - cos δ2 senω2 cos α2 senβ2 ] b ]] b 1 b cos φ cos δ3 cos ω3 + senφ senδ3 - cos δ3 senω3 cos α3 senβ3 -1 φ = sen [ $ ` φ δ ω φ δ δ ω φ δ ω φ δ cos cos cos cos cos cos cos sen sen sen sen sen cos λ 1 1+ 11 11 1+ 1 ] b ] cos φ cos δ2 cos ω2 + senφ senδ2 - cos δ2 senω2 - senφ cos δ2 cos ω2 + cos φ senδ2 b ] b \ cos φ cos δ3 cos ω3 + senφ senδ3 - cos δ3 senω3 - senφ cos δ3 cos ω3 + cos φ senδ3 a Z _ cos α1 cos β1 - cos δ1 senω1 - senφ cos δ1 cos ω1 + cos φ senδ1 ] b cos α2 cos β2 - cos δ2 senω2 - senφ cos δ2 cos ω2 + cos φ senδ2 ] b ]] b b 1 cos α cos β cos δ sen ω sen φ cos δ cos ω cos φ sen δ + 3 3 3 3 3 3 3 ξ = - sen- 1 [ $ ` φ δ ω φ δ δ ω φ δ ω φ δ cos cos cos cos cos cos cos sen sen sen sen sen cos λ + + 1 1 1 1 1 1 1 1 ] b ] cos φ cos δ2 cos ω2 + senφ senδ2 - cos δ2 senω2 - senφ cos δ2 cos ω2 + cos φ senδ2 b ] b φ δ ω φ δ δ ω φ δ ω φ δ cos cos cos cos cos cos cos sen sen sen sen sen + + 3 3 3 3 3 3 3 3 \ a Fig. 2.22 Ecuaciones de los parámetros de orientación del seguidor solar Fuente: Sensors 2009 7849-7865

El sistema de control en lazo cerrado genera una exactitud de seguimiento óptima, pero tiene el inconveniente de perder su señal de realimentación si las nubes bloquean el sol. El sistema de control en lazo abierto no requiere obtener imágenes del sol como realimentación y los sensores de que dispone aseguran que el soporte motor del seguidor se coloca en unos ángulos precalculados obtenidos de un algoritmo según la fecha, la hora y las coordenadas del lugar. El sistema de lazo abierto es más simple y económico que el de lazo cerrado y gasta menos energía en el movimiento.

codificador óptico de 12 bit (azimut)

entradas de longitud, latitud (φ), tres ángulos de orientación del concentrador solar

motor paso a paso (azimut)

eje azimut

circuito de relés y motor

ordenador

(φ, λ y ζ)

motor paso a paso (elevación)

eje de elevación

codificador óptico de 12 bit (elevación)

A

codificador óptico (azimut)

codificador óptico (elevación)

eje de elevación

(a)

objetivo

tren de engranajes elevación

motor paso a paso (elevación) motor paso a paso (azimut)

tren de engranajes azimut

eje azimut

ordenador

B

RS232 puerto paralelo

B’

motor paso a paso y circuito de relés

adaptador codificador óptico de 12 bit

A’

Fig. 2.23 Seguidor solar en lazo abierto (3 ejes). Fuente: Sensors 2009 7849-7865

2.5.4 Algoritmo

inteligente

Un controlador de lógica difusa determina el valor de la señal de salida en el motor de velocidad variable. Las señales de entrada son la temperatura del fluido de entrada, la velocidad del viento y la posición del colector y la señal de salida es la velocidad del motor de seguimiento. Las reglas del conocimiento se derivan de las siguientes variables de control: -- Señales de comunicaciones de datos del anemómetro. -- Señales de comunicaciones de datos del codificador incremental.

-- Señales de datos de comunicaciones del termopar. -- Señales de datos de comunicaciones al motor de velocidad variable.

2.6 Fluido

de trabajo volver

2.6.1 Generalidades El fluido de trabajo circula por un tubo extractor situado en el foco del sistema de espejos calentado por los rayos de sol. El fluido es normalmente un aceite térmico que una vez calentado, transfiere su calor a un intercambiador de calor que calienta a su vez el agua de una caldera de vapor dotada de una turbina que genera la corriente eléctrica que se inyecta en la red. Dependiendo de la temperatura alcanzada, el fluido de trabajo puede ser agua, fluido orgánico, aceite térmico, sales fundidas y aire. Para aumentar el rendimiento de la transferencia de calor a la caldera de vapor, puede utilizarse un fluido orgánico con un punto de ebullición de baja temperatura que permite accionar la turbina con los vapores producidos, y que después, mediante un condensador, son convertidos de nuevo al estado líquido. La selección del fluido de trabajo es de importancia primordial en los ciclos Rankine de baja temperatura. Debido a la baja temperatura, la transferencia de calor ineficiente es altamente perjudicial y depende de las características termodinámicas del fluido y de las condiciones de operación del proceso. Por otro lado, el manejo de fluidos y la posibilidad de fugas con el riesgo de escape del vapor a la alta atmósfera de la Tierra ha hecho que sean de particular interés las implicaciones del fluido en la capa de ozono y en el efecto invernadero.

2.6.2 Agotamiento

del ozono

Desde finales de 1970 se ha observado una disminución lenta y constante de alrededor de 4% cada 10 años del volumen total de ozono en la estratosfera y una disminución mucho mayor, pero estacional, en el ozono estratosférico sobre las regiones polares de la Tierra, fenómeno llamado agujero de ozono. El proceso de destrucción del ozono es catalítico, debido al cloro y bromo provenientes de la fotodisociación de los compuestos de fluorocarbono (CFC) y del bromofluorocarbono, llamados halones. Estos compuestos son emitidos desde la superficie de la Tierra y transportados a la estratosfera. Como la capa de ozono impide el paso de las ondas de luz ultravioleta (270 a 315 nm – nanometros) a la Tierra, el hecho de su destrucción progresiva ha generado una gran preocupación en todo el mundo llevando a la adopción del Protocolo de Montreal (1989) que prohíbe la producción de CFC y halones, así como los productos químicos perjudiciales de la capa de ozono, tales como el tetracloruro de carbono y el tricloroetano. El paso de la radiación ultravioleta puede producir un aumento de cáncer de la piel, cataratas, disminución del plancton en el mar y daños en las plantas.

agotamiento capa de ozono

cloruro y bromuro en la estratosfera

CFC

HCFC cloruro y bromuro

evolución ozono

cambio global del ozono

1984

estimación cambios en la radiación ultravioleta

estimación

1997 columna total de ozono

baja

cálculo

media

alta

onda larga fuerte onda larga débil

Fig. 2.24 Evolución de la capa de ozono. Fuente: NASA

2.6.3 Efecto

invernadero

El llamado efecto invernadero impide que los rayos infrarrojos del sol, una vez llegan a la Tierra vuelvan de nuevo al espacio, con lo que se produce un efecto de calentamiento de la atmósfera, necesario para la vida. Aunque el principal gas que produce el efecto invernadero es el agua (98%), el CO2 también tiene la propiedad de retener el paso de los rayos infrarrojos.

Atmósfera 3 Radiación solar salida 103 W/m2

SOL

1 Radiación solar 343 W/m2

2 Radiación solar entrada 103 W/m2

6 Parte de la radiación infrarroja atraviesa la atmósfera y se pierde en el espacio 240 W/m2

5 Parte de la radiación infrarroja es la absorbida y reenviada por las moléculas de los gases. Calienta la superficie de la Tierra y la troposfera La superficie gana más calor y emite más radiación infrarroja

4 Radiación solar absorbida por la superficie de la tierra (168 W/m2) y convertida en calor emite la radiación infrarroja a la atmósfera

Fig. 2.25 Efecto invernadero Fuente: United States Protection Agency (EPA) Climate Change 1995

Otros gases de efecto invernadero son el metano (CH4), óxido nitroso (N2O), hidrofluorocarbonos (HFCs), perfluorocarbonos (PFCs) y el hexafluoruro de azufre (SF6). La familia de los clorofluorocarbonos (CFC) son productos químicos sintéticos usados en los sprays de aerosoles, disolventes, neveras (freón) y espumas, que además destruyen la capa de ozono.

calentamiento global CCSR/NIES CCCma CSIRO Hadley Centre GFDL MPIM NCARPSC NCAR CSM

5 4 3 2 1 0 -1

1900

1950

2000

2050

anormalidad en temperatura (ºC)

concentración de CO2

El Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change) fue creado en 1988 por la Organización Meteorológica Mundial (OMM) y el Programa de las Naciones Unidas para el Medio 390 Ambiente (PNUMA). La Anhídrico carbónico atmosférico función del IPCC consiste en 380 medido en Mauna Loa, Hawaii analizar, de forma exhaustiva, 370 objetiva, abierta y transparente, la información 360 científica, técnica y socioeconómica relevante 350 para entender los elementos ciclo anual 340 científicos del riesgo que supone el cambio climático 330 provocado por las actividades humanas, sus posibles 320 ene abr jul oct ene repercusiones y las 310 posibilidades de adaptación y 1960 1970 1980 1990 2000 atenuación del mismo.

CCSR/NIES: Center for Climate System Research (CCSR) - Universidad de Tokio y National Institute of Environmental Studies (NIES) - 16-2 Onogawa, Tsukuba-City, Ibaraki, 305-8506 Japan. CCCma: Canadian Centre for Climate Modelling and Analysis – Universidad de Victoria (Canadá) CSIRO: Commonwealth Scientific and Industrial Research Organisation de Australia Hadley Centre: Hadley Centre for Climate Prediction and Research – Exeter (Devon) – Reino Unido GFDL: Geophysical Fluid Dynamics Laboratory - Princeton University Forrestal Campus – Princeton (New Jersey) EEUU MPIM: Max Planck Institute for Meteorology – Hamburgo (Alemania) NCAR PCM: National Center for Atmospheric Research y Paralell Climate Model (Boulder – Colorado – EEUU) NCAR CSM: National Center for Atmospheric Research y Community Earth

2100

Fig. 2.26 Relación temperatura - emisiones de CO2. Fuente: IPCC - Naciones Unidas

El protocolo de Kyoto (diciembre de 1997), que afecta a 39 países desarrollados, planifica la reducción en un 5,2% con relación a los niveles de 1990, de seis gases de efecto invernadero, objetivo que debe ser alcanzado entre los años 2008 a 2012. Los mecanismos de flexibilidad para lograrlo incluyen un Tratado Comercial de emisiones entre países desarrollados, una Transferencia de emisiones y un Mecanismo de Desarrollo de Energías Limpias. Hay un equilibrio constante entre la temperatura de los océanos y la concentración del CO2. Este gas se disuelve y se libera a la atmósfera y el equilibrio de este fenómeno depende de la temperatura. El CO2 disuelto, reacciona con el agua formando ácido carbónico, lo que aumenta los iones H+. Estos se unen a los iones

carbonato y privan a los corales y moluscos de la materia prima necesaria para formar el esqueleto y las conchas de carbonato cálcico. Otros efectos, todavía desconocidos, pueden afectar a la vida marina a grandes profundidades y a la vida de los animales en los casquetes polares (oso polar). proyecciones del nivel del mar

CGCM1 CSIRO Mk2 ECHAM4/OPYC3 GFDL HadCM2 DOE PCM MRl2

70 60 50 40 30 20 10

1950

1975

2000

2025

2050

2075

aumento del nivel del mar (cm)

80

0 2100

CGCM1: Coupled Global Climate Model - 1ª versión de Canadian Centre for Climate Modelling and Analysis (CCCma) – Universidad de Victoria (Canadá) CSIRO Mk2: Commonwealth Scientific and Industrial Research Organisation Mark 2b climate model de Australia ECHAM4/OPYC3: Atmospheric General Circulation Model (ECHAM4) y Ocean General Circulation Model (OPYC3 = Ocean and isoPYCnal coordinates) creado en Max-Planck- Institut for Meteorologie, Hamburg (Alemania) GFDL: Geophysical Fluid Dynamics Laboratory -Princeton University Forrestal Campus – Princeton (New Jersey) EEUU HadCM2: Hadley Centre for Climate Prediction and Research Climate Model 2 – Bracknell – Reino Unido DOE PCM: Department Of Energy y Paralell Climate Model (PCM) realizado por estudios conjuntos de National Center for Atmospheric Research (NCAR) y otros en EEUU MRI2: Meteorological Research Institute general circulation model version 2 - Nagamine, Tsukuba, Ibaraki – Japón

Fig. 2.27 Aumento del nivel del mar y riesgo de inundaciones Fuente: Sea Level Rise Explorer

Si no se toman medidas para reducir las emisiones de los gases de efecto invernadero, las temperaturas y también los niveles del mar aumentarán en las próximas décadas afectando al 50% de la población que habita a 15 km de la costa y a los animales cuyo hábitat se encuentra en las latitudes superiores. Las emisiones de los gases de efecto invernadero se establecen en toneladas de reducción del gas y en toneladas equivalentes de CO2 según el IPCC y los Potenciales de Aviso Globales (Global Warning Potential = GWP). Los valores correspondientes a algunos gases, figuran a continuación. GWP (Potencial de aviso global)

Peso molecular

1

44

23

16

296

44

Hidrofluorocarbonos (HFCs)

1.300

66 - 152

Perfluorocarbonos (PFCs)

5.600

88 – 138

22.200

146

Gas de efecto invernadero Dióxido de carbono (CO2) Metano (CH4) Óxido nitroso (N2O)

Hexafluoruro de azufre (SF6)

Tabla 2.10 Potenciales de aviso globales de gases Fuente: Climate Change 1995 (Cambridge University Press 1996)

El equivalente de CO2 para un gas de efecto invernadero multiplica la masa del gas por el factor asociado de Potencial de Aviso Global (GWP). Por ejemplo, para el metano, el GWP es igual a 21, lo que significa que las emisiones correspondientes a 1.000 Tm de metano equivalen a las emisiones de 21.000 Tm de CO2. CO2 CH2

refuerzo efecto invernadero (W m2)

2,5

1,2

N2O CFC12 CFC11 10 menor

2,0

1,0

0,8 1,5 0,6 1,0 0,4 0,5

02

índice anual gases efecto invernadero (AGGI)

1,4

3,0

0,0 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

0,0

Fig. 2.28 Índice Anual Gases Efecto Invernadero (1990 = 1)

En Estados Unidos la referencia es el carbono y las emisiones de gases se convierten a emisiones equivalentes de carbono. La equivalencia entre el carbono y el CO2 es: peso molecular del CO2 44^para el CO2h = peso molecular del C 12^para el Ch Una fórmula de interés para las actuaciones sobre las emisiones de gases es: CO2 = GDP $

GIC fósil CO2 $ $ GDP GIC fósil

en la que: GDP = crecimiento de la actividad económica GIC = consumo bruto interno Fósil = consumo bruto interno de combustibles fósiles GIC/GDP = progreso en la intensidad de energía global Fósil/GIC = penetración acelerada de formas de energía no fósiles CO2/fósil = cambios en mezclas de combustibles

2.6.4 Fluidos

de trabajo para el ciclo

Rankine

Los fluidos de trabajo que perjudican la capa de ozono, son de uso restringido, de modo que los fabricantes se han visto obligados a crear fluidos de trabajo que reúnen las siguientes cualidades: a. No perjudican la capa Depleting Potential)

de ozono.

(Potencial

de agotamiento del ozono

= 0) (ODP – Ozone

El ODP de un compuesto químico es la degradación relativa con relación a la misma masa del CFC-11, que puede causar a la capa de ozono. El ODP del triclorofluorometano (R-11 o CFC-11) es la unidad. El ODP del clorodifluorometano (R-22) es de 0,05. La lista de las sustancias que disminuyen el ozono de la estratosfera se dividen en dos clases: Clase I - Potencial de 0,2 o mayor (CFC, halones, tetracloruro de carbono y metil cloroformo, HBFC y bromuro de metilo). Clase II - Potencial menor de 0,2 (HCFC). b.

Mínimo

(GWP = Global Warming Potential)

impacto de calentamiento global

El GWP de un compuesto químico es la medida de cómo una masa dada del gas invernadero contribuye al calentamiento global y se define en una escala relativa que compara la misma masa del gas con relación al dióxido de carbono (GWP = 1). El GWP depende de la absorción de la radiación infrarroja, la longitud de onda del espectro y la duración de la vida del compuesto en la atmósfera. Vida útil (años) Gases

IPCC 2001

IPCC 2007

12

Óxido nitroso

Horizonte en tiempo del GWP (años) 20

100

500

IPCC 2001

IPCC 2007

IPCC 2001

IPCC 2007

IPCC 2001

IPCC 2007

12

62

72

23

25

7

7,6

114

114

275

289

296

298

156

153

HFC-23 (hydrofluorocarbono)

260

270

9.400

12.000

12.000

14.800

10.000

12.200

HFC-134a (hydrofluorocarbono)

13,8

14

3.300

3.830

1.300

1.430

400

435

3.200

3.200

15.100

16.300

22.200

22.800

32.400

32.600

Metano

Hexafluoruro de azufre

Tabla 2.11 Impacto de calentamiento global (GWP - Global Warming Potential)

C. Curva

de vapor de saturación isentrópica para conseguir un pequeño sobrecalentamiento a

la salida del evaporador del ciclo

Rankine

T [ºC]

T [ºC]

R22

100

200

80

175 150

60

3

40

4

5

2

-60 800

2 1

25

6

1

-80 600

3

75 50

0 -40

2·102

122 100

20 -20

R11

1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 2.000

0 -25 -50

0

100

200

300 400

s[J/kg·K]

4

102 102 102

102 7·101 6 5·101 7 2·101 0·100 -2·101 -5·101 500 600 700 800 900

s[J/kg·K] Fluido isentrópico. Curva vertical del vapor de saturación. Muy próxima al estado de vapor saturado después de una hipotética expansión isentrópica

isopentano

175

3

150 122 100 75 50

1

2

25 0 -600

-800

-1.000

-1.200

-1.400

-1.600

-1.800

-25

-200

2·102 102 5 102 102 4 102 102 6 8·101 6·101 7 4·101 2·101 0·100

200

-400

T [ºC]

Fluido húmedo. Curva negativa del vapor de saturación. Si se limita la expansión en el sobrecalentamiento se obtiene un estado de dos fases al final de la expansión

-2.000

5

-2·101

s[J/kg·K] Fluido seco. Curva positiva del vapor de saturación. Estado de vapor seco muy sobrecalentado, al final de la expansión

Fig. 2.29 Curvas de vapor de saturación de fluidos húmedo, isentrópico y seco d.

Bajo

punto de congelación y altamente estable a los cambios en la temperatura

e.

Alto

calor de vaporización y alta densidad para absorber más energía del evaporador

f.

Bajo

impacto ambiental

g.

Seguridad. No

h.

Disponible

i.

Presiones

debe ser corrosivo, ni inflamable y no tóxico

en el mercado y de coste bajo

de trabajo aceptables

3

Prototipo Contenidos

3.1

Introducción

3.2

Colectores

3.3

Fluido

3.4

Turbina

3.5

Generador

3.6

Bombeo

3.7

Tanque Evaporador

3.8

Condensador

y tanque de condensado

3.9

Instrumentos

de control

cilíndrico parabólicos

de trabajo

eléctrico

3.10 Tuberías 3.11 Puesta en marcha, marcha normal, incidencias y paro de la instalación 3.12 Resultados de los ensayos con el fluido de trabajo 3.13 Presupuesto Índice

3.1 Introducción

volver

Para averiguar la viabilidad de un sistema, es necesario construir un modelo experimental o prototipo dotado de los sensores e instrumentos necesarios que permitan el cálculo de datos importantes, tales como, el rendimiento, el coste del kWh producido y la recuperación de la inversión en la planta piloto o en la planta industrial que seguirán más adelante. Por lo tanto, se trata de construirlo de la forma más económica posible y a la vez de una forma que permita los ensayos en cualquier momento, independientemente de la hora del día, es decir, que es necesario simular la radiación solar para convertir los datos obtenidos en datos reales que puedan ser válidos en cualquier parte del mundo. La primera decisión a tomar es la selección de la potencia a obtener, que puede abarcar los valores de 1 kW a 10 kW. Dado que el modelo experimental debe ser lo más simple posible se selecciona 1 kW como potencia de salida que podría inyectarse en la red. De entre todos los sistemas estudiados en el capítulo 1 se selecciona el de colectores cilíndrico parabólicos por ser el más empleado a escala industrial con potencias de 10 a 100 MW. El esquema del modelo experimental con los dispositivos necesarios para que el proceso sea Rankine (evaporador, turbina-generador, condensador y bomba), puede verse en la figura 3.1.

generador

motor neumático

fluido intermedio de calefacción (aire)

red local 1 kW

registrador digital condensador

tanque condensado

aire resistencias eléctricas bomba

agua refrigeración

TE- sensor de temperatura (termopar) PE- sensor de presión SV- válvula de seguridad LT- transmisor de nivel V- válvula FCV- válvula de control manual FIT- transmisor indicador de caudal PI- manómetro ST- tacómetro IT- convertidor de intensidad ET- convertidor de tensión UR- registrador digital

Fig. 3.1 Esquema inicial del modelo experimental

3.2 Colectores

cilíndrico parabólicos volver

El uso de colectores cilíndrico parabólicos impone una gran dependencia de la radiación solar con los inconvenientes de la radiación variable que se presenta según el estado del tiempo y la necesidad de comprar e instalar instrumentos adicionales que permitan averiguar en tiempo real la radiación incidente en el colector. Además el colector debe instalarse en un espacio abierto, sea al aire libre sobre el terreno o en azoteas o tejados de una nave industrial. Por lo tanto, y teniendo en cuenta la necesidad de realizar ensayos a cualquier hora del día, se prescinde del colector solar en el prototipo y se sustituye por un calefactor eléctrico dotado de un ventilador que impulse aire caliente hacia un serpentín por donde circule el fluido de trabajo. Teniendo en cuenta el bajo rendimiento de este sistema de transferencia de calor, las resistencias eléctricas del calefactor son alimentadas por un cable trifásico con una potencia máxima de 5 kW y provistas de conmutadores para poder variar la potencia eléctrica entregada. Estas resistencias rodean el depósito calefactor y el aire caliente escapa por una chimenea. El conjunto está revestido de material aislante para reducir las pérdidas de calor.

3.3 Fluido

de trabajo volver

Hay varios tipos de fluidos de trabajo en el mercado que son adecuados para la diferentes temperaturas que pueden alcanzarse en el colector. Los fluidos comunes son agua, aceite sintético y sales fundidas. Dado que es de interés ensayar con fluidos orgánicos que tengan un punto de ebullición menor de 100ºC para así aprovechar directamente su vapor en la turbina, conviene seleccionar un fluido orgánico que sea útil para el ciclo Rankine. Este ciclo permite una temperatura más baja del fluido (y del colector en la planta piloto) un mejor rendimiento al reducir las pérdidas ambientales y un menor espacio del tamaño del campo solar en la planta piloto. Las características óptimas del fluido de trabajo son: -- Curva de saturación del vapor isentrópica. -- Bajo punto de congelación y temperatura máxima estable, para mantener la estabilidad de características del fluido y evitar su degradación. -- Alto calor de vaporización y alta densidad para absorber más energía y reducir el caudal necesario del fluido, el tamaño del sistema y el consumo de energía del sistema de bombeo. -- Impacto ambiental mínimo (capa de ozono y potencial de calentamiento global). -- Seguridad. No debe ser corrosivo, no inflamable y no tóxico. -- Presiones de trabajo aceptable. -- Buena disponibilidad y bajo coste.

Refrigerante

Vida útil en la atmósfera

Nivel de seguridad ASHRAE

ODP (potencial agotamiento del ozono)

GWP (impacto calentamiento global) a los 100 años

Año de final de fabricación

Aceptado (S/N)

En las tablas 3.1.A y 3.1.B se indican los fluidos de trabajo examinados.

R-11

45,0

A1

1

3.660

1996

N

R-22

12,0

A1

0,034

1.710

2020

N

R-113

8,5

A1

0,900

5.330

1996

N

R-123

1,3

B1

0,012

53

2030

S

R-134a

14,0

A1

-0

1.320

_

N

R-245fa

7,6

B1

-0

1.020

_

N

R-717 (amoníaco)

 

B2

-0

<1

_

N

R-601 (n-pentano)

 

 

-0

-20

_

N

R-601a (isopentano)

 

 

-0

-20

_

N

HFE-7100

4,1

A1

-0

320

_

S

Fluido de trabajo

Pendiente de saturación de la línea de vapor

Punto crítico

Calor de vaporización a 1 atmósfera (KJ/kg)

Punto de ebullición a 1 atmósfera

Seguridad

Aceptado (S/N)

Tabla 3.1.A Datos de fluidos de trabajo ciclo Rankine Fuente: Tesis Sylvain Quoilin (mayo 2007) y 3M

Agua

Húmeda

374ºC – 220 bar

2.258

100ºC

No inflamable

N

R-11

Isentrópica

198ºC – 44,1 bar

180,4

23,5ºC

No inflamable

N

R-22

Húmeda

96,1ºC – 49,9 bar

232,7

41,1º

No inflamable

N

R-113

Seca

214ºC – 34,4 bar

143,9

47,8°C

No inflamable

N

R-123

Isentrópica

184ºC – 36,7 bar

171,5

27,7ºC

No inflamable

S

R-134a

Húmeda

101ºC – 40,6 bar

217,2

26,4º

No inflamable

N

Fluido de trabajo

Pendiente de saturación de la línea de vapor

Punto crítico

Calor de vaporización a 1 atmósfera (KJ/kg)

Punto de ebullición a 1 atmósfera

Seguridad

Aceptado (S/N)

R-245fa

Isentrópica

154ºC – 36,4 bar

197,5

14,6ºC

No inflamable

N

R-601 (n-pentano)

Seca

196ºC – 33,6 bar

358,7

35,5ºC

Inflamable

N

R-601a (isopentano)

Seca

187ºC – 33,7 bar

342,8

27,5ºC

Inflamable

N

C6H6 (benzene)

Seca

289ºC – 49 bar

395,4

79,8ºC

Inflamable

N

C7H8 (Toluene)

Seca

319ºC – 41 bar

362,5

110,4°C

Inflamable

N

C8H10 (pxylene)

Seca

343ºC – 35 bar

339,9

66,65ºC

Inflamable

N

HFE-7100

Isentrópica

195,3ºC - 22,3 bar

111,6

61ºC

No inflamable

S

Notas: Liu et al (2002) ensayaron fluidos de 30ºC (líquido) a vapor (150ºC). No consideraron R-245fa y n-pentano V. Lemort (2007) ensayó fluidos de 30ºC (líquido) a vapor (130ºC). R-123, R-245fa y R-134a y pentano con rendimientos 9,71%, 9,3%, 7,86% y 9,74%.

Tabla 3.1 B Datos de fluidos de trabajo ciclo Rankine Fuente: Tesis Sylvain Quoilin (mayo 2007) y 3 M

De los dos fluidos aceptados se selecciona el HFE-7100 por tener el calor de vaporización más bajo (11,6 kJ/kg). Su composición es: Methoxy-nonafluorobutano [C4F9OCH3 [mezclas (CF3)2CFCF2OCH3 y CF3CF2CF2CF2OCH3]] En las tablas 3.2, 3.3, 3.4 y 3.5 pueden verse sus propiedades. Nombre químico

Methoxy-nonafluorobutano

Fórmula molecular

[C4F9OCH3 [mezclas (CF3)2CFCF2OCH3 y CF3CF2CF2CF2OCH3]]

Peso molecular g/mol

250

Punto de inflamación (no es inflamable)

Ninguno

Punto de congelación ºC

-135

Punto de ebullición, ºC

61

Temperatura crítica, ºC

195,3

Presión crítica MPa

2,23

Densidad crítica, kg/m3 (estimado)

555

Calor de vaporización (BP) kJ/kg

111,6

Tensión superficial, dinas/cm 1 dina/cm = 1.000 N/m

13,6

Solubilidad del agua en el fluido, ppm en peso

95

Solubilidad del aire en el fluido, volumen del aire a 1 atm por volumen del fluido

53%

Rigidez dieléctrica típica (0,1 pulgadas huelgo), kV (RMS)

28

Constante dieléctrica , 100 Hz - 10 MHz

7

Resistividad volumétrica, Ω · cm

3,29 · 109

Nota: El flujo calorífico crítico es 18 W/cm cuando está en ebullición con un hilo de platino de diámetro 0,5 mm en un baño de fluido saturado. 2

En convección forzada, el máximo flujo calorífico es significativamente más alto pero depende de las condiciones de caudal. Se recomienda instalar un enclavamiento de seguridad entre la bomba y el calefactor en aquellas aplicaciones donde los flujos caloríficos superan los 15 W/cm2.

Tabla 3.2 Propiedades físicas del fluido orgánico HFE-7100 de 3M Concentración de intoxicación letal aguda > 100.000 ppm (4 horas) Oral

Prácticamente no tóxico (5 g/kg)

Irritación ocular

Prácticamente no irritante

Irritación de la piel

Mínimo irritante

Sensibilidad de la piel

No es un sensibilizador de la piel

Toxicidad de desarrollo

Se dispone de resultados detallados

Mutagenicidad

Negativa en los tres ensayos realizados

Sensibilidad cardiaca

No hay signos de sensibilización a exposiciones hasta 100.000 rpm

Ecotoxicidad

Muy baja toxicidad acuática

Inhalación durante 90 días

Guía de exposición 750 ppm. Se dispone de resultados detallados

Tabla 3.3 Propiedades tóxicas del fluido orgánico HFE-7100 de 3M Metales

Polímeros fuertes

Acero inoxidable

Polietileno

Latón

Polipropileno

Cobre

Fenólicos

Policarbonato (Lexan) Polietereterketone (PEEK) Material acrílico (plexiglas)

Elastómeros

Mangueras

Nitrilo

Fluorocarbono

Tygon

Butil

Goma natural

Flexfab

Fluorosilicona

Polisufito

Nalgene

Metales

Polímeros fuertes

Elastómeros

Mangueras

Aluminio

ABS

Rulon

Cloropreno

Poliuretano

TFE

Zinc

Nylon

Termoplásticos

Poliacrilato

Estireno butadieno

Parker Parflex 550

 

Ryton

PTFE (Teflon)

Silicona

Etileno propileno

Aeroquip FC373

 

Cloruro de polivinilo (PVC)

Polisulfona

 

 

PFA

 

 

Epóxidos

 

 

 

Tabla 3.4 Compatibilidad con materiales del fluido orgánico HFE-7100 de 3M Variable

1º dato

2º dato

3º dato

Temperatura (ºC)

60

45

30

Densidad (kg/m3)

1.375,3

1.414,7

1.457,1

0,565

0,584

0,598

1,56

1,66

1,97

0,062

0,0649

0,0678

Viscosidad (cP) Calor específico (kJ/kgºC) Conductividad térmica (W/mºC)

Tabla 3.5 Datos del fluido de trabajo a varias temperaturas en estado líquido Fuente: 3M

Las curvas de características del fluido de trabajo HFE-7100 de 3M son: 6 5 4

VISCOSIDAD

3 2,5

CINEMÁTICA

2 1,75 1,5 1,25 1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,45 0,4 0,35 0,3 0,28 0,26 0,24 0,22 -80

-70

-60

-50

-40

-30

-20 -10 0 10 Temperatura (ºC)

20

30

40

50

60

70

80 90

1.800

1.300

DENSIDAD

1.750

CALOR

DEL LÍQUIDO

ESPECÍFICO DEL LÍQUIDO

1.200

1.700 1.650

1.100

1.600 1.550 1.500

1.000

1.450 1.400 -100

-80

-60

-40

-20

0

20

40

60

900 -100

densidad del líquido [kg/m3] = 2,2690 · T (ºC) + 1.538,3

-80

-60

-40

-20

0

20

40

60

calor específico del líquido (J/kg ºC) = 2,00 · T (ºC) + 1.133

0,07

CONDUCTIVIDAD

FACTOR

0,06

TÉRMICA

DE DISIPACIÓN ELÉCTRICO

0,05 0,04 0,03 0,02 0,01 0 -100

-80

-60

-40

-20

0

20

40

60

0

100 200

300 400 500 600 700 800 900 1.000

conductividad térmica [W/m K] = -0,00019548 · T(ºC) + 0,073714

PRESIÓN

DEL VAPOR

ln [P(Pa)] = [-3.641,9 T(K)] + 22,415 -10ºC < T < Tc

Fig. 3.2 Curvas características de viscosidad cinemática, densidad, calor específico, conductividad térmica y presión de vapor del fluido HFE-7100 de 3M

La presión del vapor del fluido de trabajo viene dada por la fórmula de ClausiusClapeyron: 3.641, 9 ln ^P 6Pa@h = + 22, 415 T^Kh La cantidad del fluido de trabajo contenida en el prototipo debe ser suficiente para que, ante eventuales fugas, el tiempo de estancia del fluido sea igual o superior a unos 2 minutos para parar con seguridad la instalación. Al no ser tóxico el fluido, bastará ventilar el local en el caso de un eventual escape. Sin embargo, al seleccionar el material para que sea compatible con el fluido de trabajo, las fugas siempre serán pequeñas. Se estima inicialmente que la cantidad necesaria del fluido es de 140 kg (308 libras) y que el consumo de este fluido por kW dependerá en gran medida de la calidad del condensado y de las propiedades de condensación de dicho fluido. El fluido se entrega comercialmente en botellas de 12 lb (5,44 kg), bidones de 33 lb (15 kg) y contenedores de 600 lb (272 kg). La densidad del fluido a 20ºC es de unos 1.500 kg/m3.

3.4 Turbina

volver

Una turbina debe ser seleccionada adecuadamente para la pequeña potencia de 1 kW, es cara, ya que su diseño para estas pequeñas potencias es experimental. Por ello, una opción es utilizar un motor neumático que soporte las condiciones de trabajo (presión y temperatura) de la turbina. Los motores neumáticos se caracterizan por: -- Regulación sin escalones de la velocidad de rotación y del par motor. -- Gran selección de velocidades de rotación. -- Pequeñas dimensiones (y reducido peso). -- Gran fiabilidad, seguros contra sobrecarga. -- Insensibilidad al polvo, agua, calor y frío. -- Ausencia de peligro de explosión. -- Reducido mantenimiento. -- Sentido de rotación fácilmente reversible. De entre todos los modelos existentes se selecciona el motor de aletas. El motor neumático de aletas consiste en una serie de paletas montadas en un eje excéntrico dentro de una cámara fija. Las paletas deslizan en ranuras radiales practicadas en el rotor y mediante resortes contactan con la parte interior de la cámara fija. El aire ejerce una fuerza rotacional en la pequeña cámara formada por el eje, la cámara fija y las paletas haciendo girar el conjunto alrededor del centro del rotor (Fig. 3.3). entrada orificio 1 entrada orificio 2 aleta

rotor eje

carcasa

orificio de salida Fig. 3.3 Motor neumático de aletas

Como las paletas son empujadas contra las paredes de la cámara fija, se producen rozamientos que obligan a utilizar un lubricante que además sirve de sello para las pequeñas cámaras móviles que se van formando a medida que el rotor gira. Este lubricante suele ser aceite detergente SAE 10 y alimenta con una gota cada 1,4 – 2,1 Nm3/min (50 – 75 Npies3/min) de aire que fluye a través del rotor. Algunos motores neumáticos tienen autolubricación permanente.

La velocidad final del motor de aire es impredecible. Resulta del equilibrio entre el par resistente (la carga), la presión de trabajo dentro del motor y naturalmente del flujo de aire de alimentación procedente del compresor. par de pérdida (Stall) par potencia

par de arranque

par

potencia

velocidad (rpm) Fig. 3.4 Características del motor neumático de aletas operando a una presión de aire constante. Fuente: Ingersoll-Rand

La velocidad libre del rotor se considera que es la máxima velocidad sin carga y a la presión nominal. Su valor es de unas 25.000 rpm y la velocidad nominal de 12.500 rpm (50% velocidad libre). Se consiguen pares del orden de 225 N · m (2.000 lb-pulgada) a presiones de 6 bar (90 psi). La velocidad libre (sin carga) puede regularse desde el 50% al 10% y el par desde el 50% al 20%. El par de arranque es aproximadamente el 75% del par de pérdida (stall). Una excesiva velocidad en el motor de aire genera un rozamiento interno excesivo con la consecuencia de aumentar los huelgos internos y dañar el motor. De aquí que se limite la velocidad a 2.000 a 3.000 rpm en motores de potencia de 2 a 3 kW. Aunque los motores de aire no superan a los motores eléctricos en rendimiento, proporcionan siempre una solución conveniente y competitiva en aplicaciones como control de velocidad amplio, condición de pérdida al ser sometidos a un par alto, pequeño tamaño, alta relación potencia-peso, y trabajo en condiciones de servicio hostiles (atmósferas explosivas).

Modelo

92RM1

Potencia máxima

Velocidad a la máxima potencia

Velocidad libre

Par de arranque

Par de pérdida

Consumo de aire a la máxima potencia

Peso

hp

kW

rpm

rpm

lb-ft

Nm

lb-ft

Nm

scfm

m3/min

lb

kg

9,9

7,38

2.095

3.980

33

44,7

45

61

240

6,79

24,25

11

Tabla 3.6 Características del motor neumático 92RM1. Fuente: Ingersoll Rand

De la tabla se deduce que el equipo requiere, para un rendimiento máximo operativo, un caudal volumétrico de 6,79 m3/min de aire a 90 psi (6,2 bar), suponiendo una temperatura de entrada de aire de 50ºC y una humedad relativa del 25%. En estas condiciones, la densidad del aire es: densidad aire =

6, 79^m3 / minh $ 28, 96^Pmh 0, 082^R cons tan te gases perfectosh $ ^273 + 50h^Kh

= 6, 77 kg/m3

Y el caudal másico del aire será: 6,79 m3/min · 6,77 kg/m3 = 45,9 kg/min La potencia máxima es de 7,38 kW. Para obtener esta misma potencia con el fluido de trabajo, se parte de estos datos adicionales:

Estado gaseoso

Variable

Datos

Temperatura (ºC)

110

90

70

61

60

45

30

Densidad (kg/m3)

37,76

22,89

13,27

9,87

9,29

5,91

3,59

0,00938

0,00546

0,0155

0,00266

0,0028

0,0032

0,0032

93

101

108

111,32

111,92

116,48

121,44

0,0023

0,0036

0,005

0,0212

0,022

0,038

0,038

Presión de saturación (bar)

4,08

2,48

1,41

1,036

0,971

0,602

0,354

Calor específico (kJ/kg, ºC)

0,868

0,868

0,868

0,868

0,868

0,868

0,868

Viscosidad (cP) Calor latente (kJ/kg) Conductividad térmica (W/mºC)

Tabla 3.7 Características del fluido de trabajo gas. Fuente: 3M

densidad kg/m3

40 35 30 25 20 15 10 5 0

0

20

40

60

80

100

120

temperatura (ºC)

Fig. 3.5 Gráfico densidad-temperatura fluido de trabajo gas. Fuente: 3M

La densidad del fluido a 120ºC, interpolando en el gráfico es de 52 kg/m3, de modo que el caudal volumétrico es de

45, 9 kg/ min 52 kg/m3

= 0, 88 m3 / min , es decir, que el

rendimiento volumétrico es 6,79/0,88 = 7,7 veces mayor con el fluido de trabajo que con el aire. La presión del vapor del fluido de trabajo viene dada por la fórmula de Clausius-Clapeyron: ln ^P 6Pa@h =

3.641, 9 T^Kh

+ 22, 415

Para valores de la temperatura -10ºC < T < Tc , siendo la temperatura crítica Tc = 195,3ºC. Se obtienen los valores de la tabla: Ítem

T, ºC

T, K

(-3.641,9/B3)

Ln [P (Pa)]

P (Pa)

P (bar)

1

62

335

-10,87

11,54

103.120,83

1,03

2

70

343

-10,62

11,80

132.881,86

1,33

3

80

353

-10,32

12,10

179.512,99

1,80

4

90

363

-10,03

12,38

238.522,19

2,39

5

100

373

-9,76

12,65

312.135,61

3,12

6

110

383

-9,51

12,91

402.770,71

4,03

7

120

393

-9,27

13,15

513.024,50

5,13

8

130

403

-9,04

13,38

645.659,33

6,46

9

140

413

-8,82

13,60

803.586,57

8,04

10

150

423

-8,61

13,81

989.848,65

9,90

11

160

433

-8,41

14,00

1.207.600,02

12,08

12

170

443

-8,22

14,19

1.460.087,28

14,60

13

180

453

-8,04

14,38

1.750.628,90

17,51

14

190

463

-7,87

14,55

2.082.595,00

20,83

Tabla 3.8 Presiones de vapor del fluido de trabajo. Fuente: 3M

La tabla indica que conviene fijar los límites de funcionamiento en un máximo de 120ºC que da una presión de vapor del fluido de 5,13 bar. Esta decisión permitirá diseñar el resto del equipo del prototipo, es decir, el evaporador, el motor neumático (turbina), el condensador, las tuberías y el motor de bombeo del fluido líquido. Las curvas características del motor seleccionado son:

Fig. 3.6 Curvas características del motor neumátio 92RM. Fuente: Ingersoll- Rand

La potencia máxima se obtiene con un caudal de aire de 6,79 m3/min. Aunque la potencia seleccionada es de 1 kW, se consideran 3 valores de potencia nominal para el prototipo 1, 2 y 3 kW con presiones máximas de 6,2 bar (90 psi). La curva de potencia da los valores de 200 rpm, 400 rpm y 600 rpm y para estas rpm, el consumo de aire es: 3,7 m3/min, 4,5 m3/min y 5 m3/min, lo que corresponde a unos caudales aproximados del fluido de trabajo de: 3, 7 = 0, 48 m3 / min 7, 7

4, 5 = 0, 58 m3 / min 7, 7

5 = 0, 65 m3 / min 7, 7

Consideraremos como base 1 kW como potencia nominal del prototipo. El fluido de trabajo entra en ebullición a 61ºC y se debe tener cuidado en no alcanzar su temperatura crítica de 195,3ºC ya que entonces perdería sus propiedades y habría que reponerlo. El motor neumático que actúa de turbina es de paletas y autolubricado. Los vapores de salida de la turbina pasan a través del serpentín de condensado dotado de un serpentín de cobre y caen en estado líquido sobre la base del tanque de condensación refrigerado por agua. El equilibrio en el sistema de condensado se logra con un control manual mediante una válvula de aguja situada en la impulsión de la bomba de salida del tanque de condensado. Si las presiones de funcionamiento cambian, los factores de corrección correspondientes son:

Presión de aire

Señal de salida

Velocidad

Par

Factor de consumo de aire

101

1,13

1,01

1,09

1,11

6

87

0,94

0,99

0,95

0,96

5

73

0,71

0,93

0,79

0,77

4

58

0,51

0,85

0,63

61

3

44

0,33

0,73

0,48

0,44

bar

psi

7

Tabla 3.9 Factores de corrección de motores neumáticos para presiones distintas de 6,3 bar (91 psi). Fuente: Atlas Copco

3.5 Generador

eléctrico volver

Se selecciona un motor eléctrico sin escobillas que puede actuar como generador. Es el modelo MA-55 de INFRANOR. Par (Nm) 35 30

MA-55

25

MA-45

20 MA-30

15 10 5 0

MA-6 0

500

MA-20

MA-10 MA-3

1.000

1.500

2.000 2.500

3.000

3.500 4.000

Fig. 3.7 Curvas de rendimiento del motor MA-55. Fuente: INFRANOR Características

Unidades

MA-55

Velocidad mecánica máxima

rpm

6.000

Par de pérdida ±10%

Nm

31,8

Pérdida normal

A

32,7

Par máximo ±10%

Nm

Relación Par-Peso ±10%

Nm/kg

1,9

FEM constante ±5%

Vs/rad

0,6

Par constante ±5%

Nm/A

1,0

Par de reluctancia ±10%

Nm

Resistencia del arrollamiento ± 5%

190,8

< 0,6 0,2

Características

Unidades

MA-55

mH

1,9

kg m2 10-3

3,60

Constante mecánica de tiempo

ms

1,6

Constante eléctrica de tiempo

ms

7,6

Constante térmica de tiempo

s

1,5

°C/W

0,2

Masa (motor sin resolver)

kg

16,8

Carga radial (en la longitud media del eje)

N

830

Carga axial

N

410

Inductancia del arrollamiento Inercia del rotor

Resistencia térmica

Aislamiento

 

CLASS-F

Protección

 

IP-54

Tabla 3.10 Datos técnicos de los motores MA-55 de INFRANOR

La potencia que generador es:

entrega

funcionando

- 100 rpm: 0,33 kW - 400 rpm: 1,34 kW - 500 rpm: 1,67 kW - 800 rpm: 2,68 kW Fig. 3.8 Motor MA-55 Fuente: INFRANOR

- 1.000 rpm: 3,35 kW

4 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0

0

100 200 300

400 500 450

600 700 800 900 1.000 1.100 rpm

Fig. 3.9 Curva de potencia del fabricante del generador. Fuente: INFRANOR

como

El rendimiento del motor MA-55 con un controlador Infranor es de un 93% aproximadamente. Registrador digital Honeywell UR Sensor de rpm TE-6

SE

V-5 T-2

V-6

Motor neumático

Convertidor de intensidad

~ TE-5

T-1

Del evaporador

I

V-7

Red ca local 5 kW Generador Resistencia 10 Ohm MAVILOR MA-55

V

Al condensador

Fig. 3.10 Turbina y generador

Accesorios El generador eléctrico está acoplado a la turbina y alimenta los siguientes instrumentos (Fig. 3.11): -- Sensor y convertidor rpm a 4-20 mA cc tipo magnetoresistivo. -- Convertidor de impulsos 20-100 Hz a 4-20 mA cc. -- Convertidor 4-20 mA cc.

de

tensión

0–600

V

a

-- 2 Termopares tipo J encamisados en acero inoxidable “Inconel 600” de 150 mm con cabezal DIN-B y racord deslizante de 1/2” gas.

Fig. 3.11 Convertidores impulsos y tensión a 4 – 20 mA cc Fuente: FEMA

-- 3 válvulas manuales de bypass de la turbina (motor neumático).

Fig. 3.12 Termopar. Fuente: Honeywell

3.6 Bombeo

volver

La bomba a utilizar para el fluido de trabajo debe ser de material adecuado al fluido y de la máxima calidad, ya que eventuales fugas producirán la pérdida del fluido de trabajo y la contaminación del fluido en el entorno. En la tabla 3.4 pueden verse los materiales compatibles. La bomba seleccionada es: -- Modelo Bomba: Speck CY-4281-MK. -- Motor: 230/400 V – 50 Hz – 2.800 rpm – 1,5 kW – IP54/B34. -- Caudal máximo a 50 Hz 60 l/min. -- Altura elevación a 50 Hz – máxima 60 m. -- Fluidos admisibles: agua hasta 140ºC (máximo), aceite hasta 180ºC (máximo) y Fluorinet desde -60 a 200ºC. -- Ventajas: el accionamiento magnético impide derrames de líquido y no requiere mantenimiento. H 0 (m) 90

2

4

6

8

10

12

14

Q (U.S.GPM) 16 18 H (pies)

80

200

70 60 50 40

3.400 l/min

30

100

20

2.800 l/min

10 0

0 0

10

20

30

40

50

60 O (l/min)

70

Fig. 3.13 Curvas características de la bomba CY-4281-MK Fuente: Ponsec Rotary Equipment SL

3.7 Tanque Evaporador

volver

Se entiende por evaporador para efectos del prototipo el recipiente que alojará en su interior la tubería en espiral que se comportará como un colector solar. Esta tubería captará las calorías del aire caliente procedente del grupo de resistencias mediante un ventilador de impulsión. La tapa superior del evaporador contiene una chimenea de escape de aire caliente en el centro y una toma lateral donde está conectada la tubería que transporta el vapor del fluido de trabajo hacia el motor neumático que hace las veces de turbina.

Fluido intermedio de calefacción (aire)

PE

TE-7

Evaporador

TRIMEC -1” ELION

Resistencias eléctricas 25 kW

PI Alimentación trifásica

B-1

FIT V-1 Válvula de aguja de control

Ventilador aire

Del tanque de condensado

TE-1 T-1

Bomba Speck (1 kW)

Fig. 3.14 Esquema Evaporador

El sistema comprende un calefactor que simula la captación de energía solar mediante varias resistencias eléctricas, alimentadas a potencias discontinuas, sobre las que actúa un ventilador que transfiere la energía hacia el fluido de trabajo transportado a través del tubo colector del evaporador. El calor útil efectivo que se transmitirá al fluido de trabajo que viaja por la tubería colectora debe ser mayor que los 277 Wh/m2 de superficie colectora (cálculos realizados en el tema 2 de colectores cerrados) o bien 277 Wh por metro lineal de tubería instalada. El ventilador que impulsa el aire caliente de las resistencias hacia el tubo calefactor tiene la siguiente curva característica: Pa mmca 180 18 TD-350/125

160 16 140 14 120 12 100 10 80

8

60

6

40

4

20

2

0

0

VR

VL

0 0

50

100

0,02

150 0,04

200

250

0,06

300 0,08

350

400

0,10

Fig. 3.15 Curvas características del ventilador

m3/h m3/s

Para controlar el caudal puede utilizarse una válvula manual de aguja lo que es posible ya que se supone que el proceso es muy estable, de modo que el operario que esté en los ensayos puede perfectamente variar el caudal ajustando la apertura de la válvula de aguja mediante la observación del caudal dado por un caudalímetro de pistón oscilante de 1” con rango de caudal de 120 a 3.000 l/h y salida 4-20 mA cc. psi

bar

1.450 100 1.305

90

1.160

80

1.015

70

870

60

725

50

580

40

435

30

290

20

145

10 ºC

-50

-25

ºF

-59

-32

0

+25 +50

+75 +100 +125 +150 +175 +200 +225

+32 +77 +122 +167 +212 +257 +300 +347 +392 +437

Fig. 3.16 Válvula de aguja de 3/4” manual, cuerpo y aguja de inoxidable 316 Fuente: Ghidini

MODELO 415 (2 psi-20.000 psi) presión del cuerpo 2 - 10.000 psi 1/4 -18 NPT hembra 20.000 psi 9/16 - 18 UNF por AE F-250-C

potenciómetro de ajuste de los tornillos de la cubierta “L”

conector eléctrico Bendic PTIH-10-6P o equivalente

1,5

1,00 HEX

Fig. 3.17 Transmisor de presión. Fuente: Sensotec – Honeywell

Fig. 3.18 Caudalímetro de pistón oscilante. Fuente: ELION

3.8 Condensador

y tanque de condensado volver

El condensador recibe los vapores del fluido de trabajo que salen de la turbina, y contiene un serpentín refrigerado por agua. El vapor al condensarse llena el tanque de condensado, desde donde va a la bomba de alimentación del evaporador. De la turbina TE-4 V-2

T-4 Agua

TE-3

SV-1

T-2 Agua

Tanque condensado TE-2

Honeywell Sensotec IE-1 420 DP A la bomba de evaporador

V-2

Fig. 3.19 Condensador y tanque de condensado

El nivel del tanque de condensado se mide con un transmisor de presión diferencial que envía una señal de 4 – 20 mA cc al registrador digital.

Gama baja

Gama media

Fig. 3.20 Transmisor de presión diferencial (nivel). Fuente: Sensotec (Honeywell)

3.9 Instrumentos

de control volver

Para realizar un buen estudio de la rentabilidad del prototipo es necesario obtener múltiples datos del proceso mediante un registrador digital que grabe las señales de salida 4 – 20 mA cc de las variables de interés del proceso. El registrador digital debe disponer de una fácil transferencia de los datos a Excel que permita después de los ensayos un estudio off-line del prototipo y además una fácil grabación de los datos obtenidos en un CD. De este modo, será fácil interpolar los datos a una planta piloto y más adelante a una planta comercial.

Las unidades del proceso susceptibles de control son las siguientes: 1. Calefactor del líquido (fluido de trabajo). 2. Tubería que contiene el fluido de trabajo y donde se evapora. 3. Condensador que contiene: A. El líquido una vez el vapor generado en el calefactor se ha condensado. B. El serpentín por el que circula el fluido de refrigeración (agua) y que condensa el vapor del líquido. 4. La bomba que extrae el fluido de trabajo del tanque y que lo envía al serpentín del calentador. 5. El motor neumático (turbina) que gira por la acción del vapor sobrecalentado. 6. El generador que genera la energía eléctrica con un máximo de 5 kW. Las variables de control de interés son: -- Temperatura del fluido intermedio de calefacción (aire caliente). -- Temperatura del fluido de trabajo en estado de vapor. -- Temperatura del fluido de trabajo a la salida de la turbina. -- Alarma de temperatura del vapor del líquido a la salida del calefactor con el fin de proteger el buen estado del líquido, ya que este podría cambiar de composición y resultar ineficaz para el proyecto si se sobrepasa la temperatura crítica de 190ºC. -- Temperatura del fluido de trabajo líquido en el condensador. -- Temperaturas del fluido de refrigeración (agua) a la entrada y salida del serpentín del condensador. -- Estado de la válvula de seguridad de presión SV-1. -- Nivel del tanque de condensado. -- Temperatura en la aspiración de la bomba de circulación del fluido de trabajo. -- Presión en la impulsión PI. -- Posición de la válvula de control manual V-1 en la impulsión (controla el caudal del fluido de trabajo). -- Caudal del fluido de trabajo FIT. -- Sistema motor neumático y generador: rpm, tensión alterna – V, intensidad alterna – I, unidad de potencia de salida (resistencias eléctricas de carga). En la tabla 3.11 figuran las entradas al registrador digital.

Canal

Código

Tipo de entrada

Margen inferior

Margen superior

Alarma

1

TE-1

Termopar J

0

100

50

Temperatura succión líquido a bomba

2

TE-2

Termopar J

0

100

45

Temperatura líquido condensado

3

TE-3

Termopar J

0

50

30

Temperatura entrada agua refrigeración

4

TE-4

Termopar J

0

100

50

Temperatura salida agua refrigeración

5

TE-5

Termopar J

0

200

120

Temperatura vapor salida motor neumático

6

TE-6

Termopar J

0

200

170

Temperatura vapor salida evaporador

7

TE-7

Termopar J

0

250

200

Temperatura aire calefacción evaporador

8

LE-1

4 - 20 mA cc

0

100%

15%

Nivel tanque condensado

9

FIT

4 - 20 mA cc

0

50 l/minuto

25

10

SE

Impulsos

0

5.000 rpm

3.900

11

I

4 - 20 mA cc

0

30 A

25

FEMA (intensidad salida generador)

12

V

4 - 20 mA cc

0

300 V

 

Voltímetro

Observaciones

Caudal salida bomba a evaporador Sensor SR4P2 Honeywell Sensotech Sensor magnetoestrictivo de rpm

Tabla 3.11 Relación de señales de entrada al registrador digital

El registrador digital seleccionado es: TVMIQX-86-4-11-0-15-0000P-000. Registrador videográfico MINITRENDDQX. Catorce (14) entradas analógicas configurables. Dos puertos USB. TrendServer Pro Software.

receptor

transmisor

4-20 mA cc alimentación

conexión a masa sello fuente ca 100-250 V ca

20 a 50 v cc 20 a 30 V ca

salida de relé común A

E/S analógica o entrada pulsos

salida alimentación eléctrica 24 V

B G

Host USB

alarma E/S digital

Ethernet

RS 485 activa el panel de interruptores añadir datos al gráfico

puntos de marca interruptores de cursor valores visualización de digitales gráficos

imprimir el gráfico

arranque de uno o varios lotes

añade plumas en tiempo real al gráfico exportador de hojas visor de datos gráficos ajuste del tiempo del rango del gráfico

papelera

interruptores de visualización botones de selección de escala de eventos

trazas

fecha y hora

Fig. 3.21 Esquema general transmisor y registrador digital TVMIQX-86 Fuente: Honeywell

Gráficos y digitales

8 digitales

Gráficos, 4 barras horizontales y DPM

8 barras horizontales

Gráficos, 8 barras verticales y DPM

DPM y escalas

Fig. 3.22 Aspecto de las pantallas del registrador digital. Fuente: Honeywell

Los tipos de circuitos básicos de los transmisores electrónicos con señal de salida 4 – 20 mA cc pueden verse en la figura 3.23. transmisor

lazo intesidad

Tipo 2 transmisor

Tipo 4 alimentación

lazo intesidad

transmisor alimentación

lazo intesidad Tipo 3

n

ció

nta

me

ali

entrada a campo protección sobretensiones alimentación sensor

LPF

lazo de salida protección sobretensiones alimentación sensor

LPF

+ lazo - lazo

amplificador aislamiento

oscilador

alimentación lazo

+ VL

alimentación campo

+ VF

Fig. 3.23 Tipos de circuitos de los transmisores electrónicos con señal de salida 4 – 20 mA cc. Fuente: Dataforth

- VL - VF

3.10 Tuberías

volver

La tubería que se ha preseleccionado es de acero inoxidable ASISI 304 schedule 5S cobre, siendo el diámetro la medida estándar de ¾” (19,05 mm) de diámetro interno y de 1”. Otros accesorios que van a utilizarse son reducciones concéntricas de 1” a ¾”, reducciones concéntricas para soldar, codos a 90º y T, todo ello en acero inoxidable. Válvulas manuales de bola de ¾” y 1” con cuerpo y bola de acero inoxidable AISI 316, asiento de PTFE. A señalar que todo el material que se utilice en el prototipo debe ser compatible con el fluido de trabajo (ver tabla 3.4).

3.11 Puesta en marcha, marcha normal, incidencias y paro de la instalación volver

Antes de la puesta en marcha es necesario realizar una prueba hidráulica de estanquidad del circuito, una limpieza con agua a presión y después una limpieza con aire a presión para asegurar que todo el circuito esté limpio de elementos extraños que puedan contaminar el fluido de trabajo. La seguridad es primordial en la puesta en marcha, el primer factor a prestar atención es el fluido de trabajo, que, en caso de fuga, no es tóxico, así sólo sería necesario ventilar el lugar abriendo las puertas, reponer después el fluido perdido y reparar la causa de la fuga. Las características del fluido de trabajo son: Características del fluido de trabajo Ecotoxicidad

Completa – Muy poca toxicidad acuática

Punto de Congelamiento

- 135ºC

Punto de ebullición

61ºC

Punto de inflamación

Ninguno

Temperatura crítica

195,3ºC

Densidad crítica

555 kg/m3

Calor de vaporización

111,6 kJ/kg

Solubilidad de agua en el fluido

95 (ppm por peso)

Solubilidad de aire en el fluido

53% (volumen aire a 1 atm por volumen del fluido) Toxicología

Concentración letal por inhalación

> 100.000 ppm (4 horas)

Oral

Prácticamente no tóxico (>5 g /kg)

Irritación ocular

Prácticamente no irritante

Irritación de la piel

Irritación mínima

Sensibilización de la piel

No es un sensibilizador de la piel

Efectos mutágenos

Negativo en tres ensayos realizados

Sensibilidad cardíaca

No hay signos de sensibilización en exposiciones hasta 100.000 rpm Tabla 3.12 Características del fluido de trabajo

Los principales puntos de riesgo del proceso se localizan en el evaporador y en el condensador. En el evaporador existe el riesgo de aumentar la temperatura por encima del límite de ebullición del fluido de trabajo. La indicación de temperatura y un valor de alarma asignado en el registrador digital, avisarán si se excede dicha temperatura. Si este es el caso, la acción sería desconectar la alimentación de las resistencias de calefacción. A señalar que la temperatura crítica del fluido es de 190ºC. Si se alcanza dicho valor, el fluido perderá sus propiedades. Esto no representa peligro alguno, solo la pérdida económica del fluido. En el condensador existe el riesgo de que la presión de trabajo sobrepase un valor de peligro por lo que la válvula de seguridad instalada en el condensador aliviaría la presión. De todos modos, dado el coste del fluido de trabajo, el sensor de presión PE instalado en la tubería de salida del evaporador será una buena guía para evitar el problema. Seguridad

eléctrica

La alimentación eléctrica debe disponer de los elementos de desconexión necesarios en caso de cortocircuito o contacto accidental con la tensión de alimentación. Riesgos

laborales

El fluido de trabajo no presenta prácticamente riesgos toxicológicos ni en su manejo ni en caso de una eventual toma de contacto con el líquido o con sus vapores. Tratándose de un prototipo, debe disponerse de guantes de protección térmica y química y de orejeras como protección acústica, si bien no se prevén ruidos que puedan superar los 80 dBA. El montaje del sistema debe asegurar que no haya posibilidad de caídas de material ni el riesgo de caídas al mismo y a distinto nivel. De hecho, la operación del proceso se limita al ajuste de la válvula de control V-1 en la impulsión (controla el caudal del fluido de trabajo). Riesgos

térmicos

Las temperaturas máximas extremas que pueden alcanzarse corresponden a la temperatura crítica del fluido de trabajo de 195,3ºC, si bien la vigilancia continua de la marcha del prototipo y las alarmas dispuestas en el registrador UR impedirán totalmente esta posibilidad. A las temperaturas normales de trabajo que alcanzan las tuberías (100ºC), el uso de guantes impedirá quemaduras por contacto accidental de los operadores con las mismas. Riesgo

de explosión

Prácticamente no existe ya que el fluido de trabajo no es explosivo. Control

de la marcha del prototipo

Se realiza fundamentalmente mediante la válvula de control manual de caudal V-1 situada a la salida de la bomba de circulación B-1 que modula el flujo de caudal

del fluido de trabajo. Su ajuste permite simular experimentalmente y de forma independiente del calefactor el rendimiento térmico del sistema. La capacidad del condensador puede ajustarse mediante la válvula de cierre V-2 del fluido de refrigeración. Ajuste de la alimentación eléctrica trifásica de las resistencias eléctricas es de 25 kW, permite controlar el aporte de calorías al evaporador y por tanto la simulación de la irradiación solar. Puesta

en marcha

Al conectar las resistencias de calefacción del evaporador, la temperatura del aire caliente indicada en el registrador digital irá subiendo. La válvula V-2 del fluido de refrigeración se mantiene abierta al máximo para garantizar que el vapor inicial del fluido de trabajo que pasa por la turbina se condense y las gotas de líquido pasen al tanque de condensado. Inicialmente se pone en marcha la bomba de circulación del fluido de trabajo con la válvula de aguja de control V-1 abierta al mínimo. Cuando la temperatura del fluido de trabajo alcanza los 65ºC (temperatura de evaporación del fluido de trabajo) se va abriendo más la válvula de aguja de control de impulsión V-1 para aumentar gradualmente el caudal de vapor. El motor neumático (turbina) empezará a girar y los sensores de rpm, tensión (V) e intensidad (I) empezarán a indicar lecturas en el registrador digital. Al cabo de un tiempo se habrá conseguido estabilizar el proceso para determinadas condiciones de abertura de la válvula de aguja de control de impulsión V-1, de abertura máxima de la válvula de refrigeración V-2 y de las resistencias de calefacción conectadas del evaporador. En estas condiciones de estabilización se pueden hacer varios ensayos, entre los que figura como más importante: - Calefactor – Máximo calentamiento con las resistencias de calefacción. Ajustar la válvula de aguja de control V-1 para obtener las máximas rpm en vacío, y después en potencia final de 1 kW, e incluso, si es posible, de 2 kW y 3 kW, variando las resistencias eléctricas de consumo). Los demás ensayos permitirán comprobar las relaciones entre las variables, por ejemplo, la forma en que varía el nivel LE-1 del tanque de condensado y en que condiciones se desestabiliza el proceso. Es de interés realizar algunas comprobaciones: -- Cuando el fluido de trabajo no se evapora por causas tales como baja potencia calorífica del calefactor con relación al caudal que pasa por la válvula de aguja de control del caudal V-1. Lo más probable es que la tubería se llene totalmente

de fluido de trabajo, con lo cual entrará líquido en el condensador, que se enfriará por la acción del serpentín de refrigeración. -- Cuando el fluido de trabajo en estado de vapor al pasar por el motor neumático no se condensa por el caudal reducido del fluido de refrigeración. Aumentará la presión en el condensador y el vapor en exceso escapará por la válvula de seguridad SV-1. -- Cuando falta refrigeración suficiente en el condensador, el tanque de condensado se vaciará, con lo cual el vapor del fluido de trabajo pasará al tanque de condensado comprimiendo el líquido existente, con lo cual el nivel LE-1 bajará y entonces puede ocurrir que el caudal del líquido sea demasiado grande y el fluido de trabajo en estado líquido inunde todo el circuito o bien que la válvula de seguridad SV-1 dispare, liberando a la atmósfera el vapor del fluido de trabajo. Paro

de la instalación

Se desconectan las resistencias de calefacción del evaporador y se para la bomba de impulsión B-1. El fluido se enfría progresivamente, lo cual se comprueba por las indicaciones del registrador digital. Después, al cabo de un tiempo, el fluido de trabajo se condensa totalmente en el condensador. Se cierra la válvula V-2 del condensador y el vapor del fluido de trabajo se condensa totalmente.

3.12 Resultados trabajo volver

de los ensayos con el fluido de

Los ensayos son realizados con un registrador digital. Este permite la obtención de gráficos y las variables en tiempo real que después son importadas a Excel para un estudio off-line: -- Temperatura aspiración bomba. -- Temperatura entrada agua refrigeración. -- Temperatura salida agua refrigeración. -- Temperatura del condensado. -- Caudal del fluido en estado líquido. -- Temperatura aire salida evaporador. -- Temperatura de salida de la turbina. -- Temperatura de vapor del sistema. -- Presión de vapor del sistema. -- rpm. -- Nivel del tanque de condensado. -- Tensión generada en el generador. -- Intensidad en el generador.

Combinadas estas variables en un único fichero Excel pueden obtenerse datos finales sobre el comportamiento del prototipo. Algunos de estos ensayos figuran a continuación.

Fig. 3.24 Temperatura aspiración bomba fluido de trabajo

Fig. 3.25 Temperatura aire evaporador

Fig. 3.26 Temperatura del vapor del fluido a la salida del evaporador

Fig. 3.27 Temperatura del vapor del fluido a la salida de la turbina

Fig. 3.28 Ensayo de temperatura del condensado

Fig. 3.29 Nivel tanque condensado del fluido

Fig. 3.30 rpm de la turbina (color marrón)

En la parte final del ensayo se ve que las rpm máximas son 800 rpm y las mínimas 100 rpm, por lo que la media es 450 rpm. Estas rpm corresponden a una potencia de 1,5 kW (Fig. 3.31).

Fig. 3.31 Ensayo global con el fluido de trabajo

Una vez realizados los ensayos, con los datos recogidos en Excel es posible calcular, mediante las fórmulas adecuadas, el rendimiento del prototipo y las pérdidas en el sistema, datos que permiten diseñar la planta piloto. A señalar que en la planta piloto la captación de energía se hará mediante colectores cilíndrico parabólicos, en lugar de la simulación que se ha hecho con resistencias de calefacción en el prototipo. La combinación de las variables en un único fichero Excel conduce a la determinación de las variables:

Densidad líquido (kg/l) = (2,269 · (temperatura succión a bomba) + 1.538,3)/1.000 Caudal masa del líquido = (caudal volumétrico del líquido) · (densidad del líquido) Calor específico del líquido = (2 · (temperatura succión bomba) + 1.133)/1.000 Calor captado por el líquido = (caudal masa del líquido) · (calor específico del líquido) · (61 - temperatura succión a bomba) · (intervalo toma datos hora del día) · 60 Calor de vaporización del líquido = (caudal masa del líquido) · (calor de vaporización del líquido) · (intervalo toma datos hora del día) · 60 Calor de calentamiento del vapor = (caudal masa del líquido) · (calor específico del vapor) · (temperatura vapor del sistema – 61) · (intervalo toma datos hora del día) · 60 Potencia eléctrica aportada por las resistencias de calefacción = voltaje · intensidad energía aportada por las resistencias = (potencia eléctrica aportada por las resistencias/1.000) · (intervalo toma datos hora del día)· 3.600 Calor (kJ) absorbido por el agua de refrigeración = caudal agua de refrigeración · 4,18 · (temperatura salida – temperatura de entrada) · (intervalo toma datos hora del día) · 60 Energía perdida por la chimenea = 4 · 0,24 · [(temperatura del aire del evaporador - 20) · 4,184] · (intervalo toma datos hora del día) · 60 Energía (kJ) gastada por la bomba Speck CY-4281-MK (1,5 kW) = 1,5 · (intervalo toma datos hora del día) · 60 Rendimiento instantáneo = (energía empleada en el fluido en el incremento de tiempo (kJ)/Energía eléctrica suministrada en el incremento de tiempo (kJ) (%) Pérdidas en el incremento de tiempo = (energía (kJ) remanente para el fluido, y en pérdidas en la instalación) - energía (kJ) empleada en el fluido Rendimiento bruto (%), considerando que el proceso es estable desde el arranque y que la turbina gira de forma sostenida a 100 rpm = energía de salida durante los minutos de giro de la turbina / energía eléctrica total aportada por las resistencias Rendimiento bruto (%), considerando que la potencia de la turbina es entregada al generador durante unos 20 minutos (o sea cuando hay vapor) y que la turbina gira de forma sostenida a 800 rpm (2,68 kW) = energía de salida durante los 20 minutos de giro de la turbina / energía eléctrica total aportada por las resistencias (kJ) (idem girando la turbina a 1.000 rpm)

Rendimiento aproximado del generador = 90%, potencia a varias velocidades: 100 rpm = 0,33 kW, 400 rpm = 1,34 kW, 500 rpm = 1,67 kW, 800 rpm = 2,68 kW, 1.000 rpm = 3,35 kW (Fuente: Infranor) El balance de energía de los ensayos es la relación entre las salidas y las entradas de energía. Entrada de energía = kJ aportados por las resistencias eléctricas de calefacción Salida de energía = pérdidas por la chimenea + calor absorbido en el intercambiador (condensador) + calor de calentamiento del fluido de trabajo, desde líquido saturado hasta vapor sobrecalentado + energía disipada a través del conjunto turbina–generador. Y la eficiencia global del sistema es aproximadamente:

Con una potencia de 1,5 kW. El rendimiento es bajo debido a las pérdidas que se presentan en el evaporador al calentar el fluido con las resistencias de calefacción. El aire caliente se escapa por la parte superior del evaporador.

3.13 Presupuesto

volver

El presupuesto del prototipo es aproximado e indica los componentes principales y sus precios estimados, entendiéndose que los proveedores indicados se han incluido a título informativo pero que son igualmente válidos otros que ofrezcan la misma calidad de materiales. En el diseño del prototipo deben considerarse de importancia capital los materiales componentes que deben ser compatibles con el fluido de trabajo. Si no se observa este principio, lo natural es que al cabo de un tiempo de funcionamiento se presenten fugas por deterioro de las juntas y por corrosión de los materiales, con lo que habrá que sustituir los componentes defectuosos y reponer el fluido de trabajo perdido. Las fugas pueden alterar las condiciones de trabajo del prototipo y dar falsos resultados en los ensayos.

Convertidor de intensidad a 4 - 20 mA cc

Condensador Swept B45 x 60 2 x 42U + 2 x 1 1/2”

1

1

 

1

 

21

Total

Suma Total

Montaje final del prototipo (incluyendo termopares, válvulas de bola, tuberías y accesorios) y puesta en marcha

Fluido de trabajo HFE-7100

Instalador

3M

Honeywell

Registrador digital videográfico TVMIQX 16 entradas analógicas con exportación de datos

1

140

Sensotec-Honeywell

Transmisor de presión (0 - 12 bar salida 4 - 20 mA cc)

Sensotec-Honeywell

Instalador

SWEPT Ibérica S.A.

FEMA

FEMA

Sensotec-Honeywell

1

1

1

Convertidor de tensión 0 – 600 V a 4 – 20 mA cc

1

Tanque de condensado de acero inoxidable, sellado herméticamente para evitar fugas y la luz Transmisor de nivel - presión diferencial (0 - 1,4 m, salida 4 - 20 mA cc) AP-420

Convertidor de impulsos (rpm) 20-100 Hz a 4-20 mA cc

1

Infranor

Generador eléctrico (Mavilor brushless MA-55 con resolver)

1

25%

70

4.500

2.000

450

2.500

2.500

150

140

200

2.100

3.100

400

  Sensotec-Honeywell

350 1.500

 

Transmisor de presión AP-415

Tanque evaporador con serpentín y recubierto con aislamiento

1

Motor neumático Ingersoll Rand 92RM1 de 7,38 kW a 3.980 rpm Ingersoll Rand

Ventilador

1

250

25

50

1.500

1.500

Coste/ unitario (€)

 

Bourdon

1

Conjunto resistencias eléctricas

1

Manómetro

1

 

Elion

Válvula de aguja de 3/4” de acero inoxidable

Ponsec

Caudalímetro de pistón oscilante de 1”, 120 a 3.000 l/h. Salida 4 - 20 mA cc

Proveedor

Bomba de sellos magnéticos Speck CY-4281-MK

Descripción

1

1

1

1

20

19

18

17

16

15

14

13

12

11

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

Item Equipo Cantidad

Sistema de bombeo y control

Evaporador

Turbina y generador

Condensador y tanque condensado

Fluido Registrador

Montaje

Tabla 3.13 Presupuesto aproximado del prototipo de 1 kW

41.269

8.253,75

33.015

9.800

4.500

2.000

450

2.500

2.500

150

140

200

2.100

3.100

400

1.500

350

250

25

50

1.500

1.500

Coste total (€)

4

Planta

piloto de

Contenidos

4.1

Introducción

4.2

Radiación

4.3

Colectores

4.4

Cálculo

4.5

Tubo

4.6

Tuberías

4.7

Bombeo

del fluido

4.8

Sistema

de condensado

4.9

Sistema

de control

solar

cilíndrico parabólicos

colector y campo solar

receptor

4.10 Fluido de trabajo 4.11 Pérdidas parásitas eléctricas 4.12 Sistema de seguimiento solar 4.13 Presupuesto Índice

10 kW

4.1 Introducción

volver

La planta piloto es una consecuencia de los resultados obtenidos con el prototipo y su potencia se fija en 10 kW. El proceso que se sigue en la planta piloto es el ciclo Rankine utilizando un fluido orgánico y con Colectores Cilindro Parabólicos (CPC) que sustituyen al evaporador que usaba resistencias eléctricas y un ventilador, para calentar el fluido orgánico en estado líquido. Es importante establecer la longitud adecuada del tubo de fluido orgánico en los colectores cilíndrico parabólicos para lograr la estabilidad del proceso en las condiciones de potencia deseadas de 10 kW. colectores cilíndricos parabólicos

a la red eléctrica conjunto turbina-generador

tanque de expansión

bomba

condensador

tanque del condensado

Fig. 4.1 Esquema de la planta piloto

4.2 Radiación

solar volver

Se considera que el punto de implantación de la planta piloto es la provincia de Gerona en un punto de coordenadas 41º 54´ Norte y 2º 21’ Este. Consultado el mapa de radiación solar de Europa se obtienen los siguientes resultados:

Fig. 4.2 Irradiación solar Europa. Fuente: PVGIS

Ángulo óptimo = 36º. Se considera un ángulo de 40º para el cual la irradiación diaria es: Mes

Irradiación diaria con inclinación

Enero

3.328

Febrero

4.000

Marzo

5.186

Abril

5.342

Mayo

5.555

Junio

5.940

Julio

6.306

Agosto

5.979

Septiembre

5.578

Octubre

4.480

Noviembre

3.373

Diciembre

3.122

Año

4.854

W/h m2 día

40º

Tabla 4.1 Irradiación diaria en el punto 41º 54´Norte y 2º 21’ Este con 40º de inclinación, elevación 681 m

7.000 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 0

0

2

4

6 8 Meses

10

12

14

Fig. 4.3 Irradiación diaria en el punto 41º 54’ Norte y 2º 21’ Este

El punto recibe un promedio diario de radiación horizontal de 4.854 a 4.205 Wh/m2.

Fig. 4.4 Ubicación del punto 41º 54’ N, 2º 21’ E. Fuente: Google

El punto 41º 54´ Norte y 2º 21’ Este, la declinación solar (fórmula de Cooper) es:

Horas de sol

El día del año es el número de días transcurridos desde el 1 de enero.

16 14 12 10 8 6 4 2 0 0

50

100

150

200

250

300

Días Fig. 4.5 Horas de sol por día. Latitud 41º 54’ N

350

400

Lugar latitud 41º 54’ N, longitud 2º 21’ E Latitud Grados

Radianes

Día

Declinación

Duración día solar (horas)

Día

Duración día solar (horas)

41º 54’

41,9

0,730922222

1

-0,401619782

9,014211772

1

9,014211772

41º 54’

41,9

0,730922222

7

-0,391471811

9,102400034

7

9,102400034

41º 54’

41,9

0,730922222

13

-0,377155617

9,224894721

13

9,224894721

41º 54’

41,9

0,730922222

19

-0,358823635

9,378687207

19

9,378687207

41º 54’

41,9

0,730922222

25

-0,336671054

9,560318876

25

9,560318876

41º 54’

41,9

0,730922222

31

-0,310933746

9,76612271

31

9,76612271

41º 54’

41,9

0,730922222

37

-0,28188575

9,992434079

37

9,992434079

41º 54’

41,9

0,730922222

43

-0,249836357

10,235753

43

10,235753

41º 54’

41,9

0,730922222

49

-0,215126816

10,49285154

49

10,49285154

41º 54’

41,9

0,730922222

55

-0,178126697

10,76082886

55

10,76082886

41º 54’

41,9

0,730922222

61

-0,139229962

11,03712135

61

11,03712135

41º 54’

41,9

0,730922222

67

-0,098850768

11,31947781

67

11,31947781

41º 54’

41,9

0,730922222

73

-0,057419053

11,60590891

73

11,60590891

41º 54’

41,9

0,730922222

79

-0,015375965

11,89461935

79

11,89461935

41º 54’

41,9

0,730922222

85

0,026830839

12,18392929

85

12,18392929

41º 54’

41,9

0,730922222

91

0,068751961

12,47219013

91

12,47219013

41º 54’

41,9

0,730922222

97

0,109941041

12,75769884

97

12,75769884

41º 54’

41,9

0,730922222

103

0,149959517

13,03861485

103

13,03861485

41º 54’

41,9

0,730922222

109

0,188381289

13,31288381

109

13,31288381

41º 54’

41,9

0,730922222

115

0,224797258

13,57817374

115

13,57817374

41º 54’

41,9

0,730922222

121

0,258819685

13,83183063

121

13,83183063

41º 54’

41,9

0,730922222

127

0,290086311

14,07086204

127

14,07086204

41º 54’

41,9

0,730922222

133

0,318264225

14,29195864

133

14,29195864

41º 54’

41,9

0,730922222

139

0,343053399

14,49156277

139

14,49156277

41º 54’

41,9

0,730922222

145

0,364189889

14,66599087

145

14,66599087

41º 54’

41,9

0,730922222

151

0,381448644

14,81160996

151

14,81160996

41º 54’

41,9

0,730922222

157

0,394645899

14,92505907

157

14,92505907

41º 54’

41,9

0,730922222

163

0,403641136

15,00349457

163

15,00349457

41º 54’

41,9

0,730922222

169

0,408338578

15,04482736

169

15,04482736

41º 54’

41,9

0,730922222

175

0,408688207

15,0479142

175

15,0479142

41º 54’

41,9

0,730922222

181

0,404686302

15,01266852

181

15,01266852

Latitud Grados

Radianes

Día

Declinación

Duración día solar (horas)

Día

Duración día solar (horas)

41º 54’

41,9

0,730922222

187

0,396375473

14,94006894

187

14,94006894

41º 54’

41,9

0,730922222

193

0,38384421

14,83206395

193

14,83206395

41º 54’

41,9

0,730922222

199

0,36722594

14,69139135

199

14,69139135

41º 54’

41,9

0,730922222

205

0,346697608

14,52134582

205

14,52134582

41º 54’

41,9

0,730922222

211

0,322477791

14,32553255

211

14,32553255

41º 54’

41,9

0,730922222

217

0,29482437

14,10764022

217

14,10764022

41º 54’

41,9

0,730922222

223

0,264031787

13,87125637

223

13,87125637

41º 54’

41,9

0,730922222

229

0,230427908

13,61973615

229

13,61973615

41º 54’

41,9

0,730922222

235

0,194370533

13,35612543

235

13,35612543

41º 54’

41,9

0,730922222

241

0,156243584

13,08313229

241

13,08313229

41º 54’

41,9

0,730922222

247

0,116453022

12,80313802

247

12,80313802

41º 54’

41,9

0,730922222

253

0,075422519

12,51823762

253

12,51823762

41º 54’

41,9

0,730922222

259

0,03358895

12,2303011

259

12,2303011

41º 54’

41,9

0,730922222

265

-0,00860226

11,94104806

265

11,94104806

41º 54’

41,9

0,730922222

271

-0,050701877

11,6521301

271

11,6521301

41º 54’

41,9

0,730922222

277

-0,092261643

11,36521629

277

11,36521629

41º 54’

41,9

0,730922222

283

-0,132839046

11,0820779

283

11,0820779

41º 54’

41,9

0,730922222

289

-0,172002037

10,8046682

289

10,8046682

41º 54’

41,9

0,730922222

295

-0,209333625

10,53519244

295

10,53519244

41º 54’

41,9

0,730922222

301

-0,244436319

10,27616163

301

10,27616163

41º 54’

41,9

0,730922222

307

-0,276936362

10,03042214

307

10,03042214

41º 54’

41,9

0,730922222

313

-0,306487706

9,801151861

313

9,801151861

41º 54’

41,9

0,730922222

319

-0,332775703

9,591812912

319

9,591812912

41º 54’

41,9

0,730922222

325

-0,355520448

9,406053028

325

9,406053028

41º 54’

41,9

0,730922222

331

-0,374479766

9,247551928

331

9,247551928

41º 54’

41,9

0,730922222

337

-0,389451785

9,119817435

337

9,119817435

41º 54’

41,9

0,730922222

343

-0,400277092

9,025947142

343

9,025947142

41º 54’

41,9

0,730922222

349

-0,406840421

8,968383227

349

8,968383227

41º 54’

41,9

0,730922222

355

-0,409071891

8,948696619

355

8,948696619

 

 

 

 

Promedio

Tabla 4.2 Duración del día en el punto - latitud 41º 54’ N

12,04372

La tabla 4.3 indica un promedio de 12,04372 de horas de sol por día. Luego el número de horas de sol anuales es de: 12,04372 · 360 = 4.335,74 horas

En el caso de querer obtener los 10 kW en el peor mes del año en cuanto a radiación, este mes es diciembre con 3.122 Wh/m2.día con 9,06 horas de sol. Luego:

Si se instala un sistema de seguimiento solar, la irradiación con el ángulo óptimo según el mes del año es:

Mes

Irradiación diaria con inclinación (Wh/m2) ángulo óptimo 3.236

Febrero

3.928

Marzo

5.156

Abril

5.391

Mayo

5.668

Junio

6.097

Julio

6.459

Agosto

6.061

Septiembre

5.574

Octubre

4.418

Noviembre

3.292

Diciembre

3.026

Año

4.864

ángulo de irradiación óptimo

8 7 hkW/m2/día

Enero

6 5 4 3 2 1 0

ene

feb

mar

abr

may

jun

jul

ago

sep

oct

nov

dic

Fig. 4.6 Irradiación diaria con ángulo óptimo en el punto 41º 54´Norte y 2º 21’ Este, elevación 681 m

Tabla 4.3 Irradiación diaria con ángulo óptimo en el punto 41º 54´ Norte y 2º 21’ Este, elevación 681 m

En ángulo óptimo el programa indica una radiación solar de 4.864 Wh/m2-día, lo cual nos daría:

4.3 Colectores

cilíndrico parabólicos volver

4.3.1 Introducción La radiación solar de la zona es la variable más importante que establece el dimensionado del sistema, desde el punto de vista del caudal de vapor requerido, lo que se define la longitud y el área de la superficie de la parábola de los colectores cilíndricos. Teniendo en cuenta las características del fluido de trabajo, el límite de operación es de 195ºC, por lo que se recomienda trabajar a un máximo de 180ºC, garantizando así 17 bares de presión de trabajo (1,7 MPa). Un colector cilíndrico parabólico capta la radiación solar y está formado por un espejo parabólico, plateado o revestido con aluminio pulido, con un tubo tipo termo situado en toda su longitud en el foco lineal del espejo. El sol es reflejado por el espejo y concentrado en el tubo, donde calienta el fluido de trabajo (orgánico) que circula por el tubo. El fluido inorgánico en forma de vapor acciona una turbina que genera electricidad. La gran profusión de receptores cilíndrico parabólico abiertos, aconseja seleccionar este tipo de receptor para la planta piloto desde el punto de vista de exactitud de la parábola del espejo y del rendimiento óptico.

4.3.2 Espejo

parabólico

Desde el punto de vista de calidad industrial, la exactitud de la superficie del contorno debe ser < 0,25 miliradianes y el objetivo del rendimiento óptico debe ser el 79%. En las figuras 4.7 y 4.8 pueden verse los parámetros del espejo parabólico.

canal colector de agua de lavado

tapa de vidrio antireflectiva

hoja tapa posterior

tubo colector de acero inoxidable

soporte reflector

tubo de vidrio revestimiento antirefrectivo

rociadores de agua

soporte de tubo colector tubo de par

Fig. 4.7 Espejo parabólico. Fuente: SOLEL

r = 2F/1 + cos (θ) Y = X2/4F tubo absorbente

vidrio

r radiación de perfil

reflector parabólico

(θ)

F

reflector parabólico

X

ángulo de aceptancia, θ

área de apertura A

rayos solares

tubo absorbente

ángulo de apertura, φ reflector parabólico diámetro exterior de absorbente, D L C = 4A/L · π · D2 razón de concentración C

PÉRDIDAS ÓPTICAS

ángulo de aceptancia, θ

PÉRDIDAS GEOMÉTRICAS DE FINAL DE COLECTOR

radiación solar directa cubierta de cristal del absorbente (con una transmisividad τ) tubo metálico del absorbente (con una absortividad α)

ED

reflector parabólico (con una reflectividad ρ)

W

η0, pico = (γ · ρ · α) PÉRDIDAS POR SOMBREADO

PÉRDIDAS POR FINAL DE COLECTOR

ENTRE FILAS

L = longitud del concentrador parabólico ϕ = ángulo de incidencia F = distancia focal

su so per m fic br ie ea da

vistas de perfil

tubo absorbente superficie reflectante

ϕ) (ϕ)

(

ED

vistas en planta

Af = W · ED = W · F · tan (ϕ)

Fig. 4.8 Parámetros espejo parabólico. Fuente: Manuel A. Silva DIEMF

La forma parabólica del espejo, puede conseguirse de forma simple con una hoja de cartón recubierta con una hoja de aluminio. Se dibuja una parábola en un papel, con la fórmula y =

x2 siendo ρ el valor del foco de la parábola. A ρ se le 4ρ

da, por ejemplo, el valor de 50 mm u otro. Se cortan dos hojas en el aluminio y se construye una caja sobre la que se pega el aluminio y se incrusta un tubo de cobre en la posición del foco de la parábola. Después se deposita una lámina de vidrio sobre el cajón.

eje Y

pulgadas

mm

El sistema ya está dispuesto para hacer pruebas haciendo pasar agua por el tubo y comprobando con un termómetro la diferencia de temperaturas entre la entrada y la salida del agua, cuando se expone el espejo a la radiación solar.

203,2

8

155,45

6,12

114,3

4,5

79,25

3,12

50,8 28,45 0,5

2 1,12 0,5

ρ

parábola

y = x2/4ρ

8

7

203,2

6 152,4

177,8

5

4

3

101,6 127

76,2

2

1

50,8 25,4

0

1

2

3

50,8 25,4

4

5

101,6 76,2

127

6

7

152,4

8 203,2

pulgadas mm

177,8

Fig. 4.9 Construcción simple del espejo parabólico

La construcción de una estructura industrial es evidentemente más compleja. Inevitablemente se presentan errores en la óptica y, además, existen limitaciones de coste del material y de su disponibilidad, dependiendo del desarrollo del país donde se construye la estructura. La estructura del tubo de par que hace girar el espejo puede verse en la figura 4.10, en la versión de costillas de polipropileno.

ecuación de la parábola ancho de la apertura altura (h) longitud focal (f) f/d longitud del arco parabólico

y = 0,58140 x2 1,50000 m 0,32700 m 0,43000 m 0,28668 m 1,67270 m

Fig. 4.10 Estructura del colector cilíndrico parabólico Fuente: Tesis Michael John Brooks

Sustancias

reflectivas

En la tabla 4.5 figuran sustancias reflectoras para la superficie del espejo parabólico. Sustancia reflectiva

Ventajas

Inconvenientes

Alta reflectancia Capacidad de soporte de cargas Vidrio con plateado posterior

Exactitud superficial independiente de la estructura del colector

Muy caro Es necesario un equipo especial para su fabricación

Buena protección ambiental Aluminio desnudo (ejemplo, Alanod MIRO)

Reflectancia hasta el 95%

Sin protección atmosférica

Barato

Muy susceptible a la abrasión

Varios espesores

Precisa de una estructura estable y exacta

Ligero

Sustancia reflectiva

Ventajas

Inconvenientes Baja reflectancia (< 70%)

Acero inoxidable pulido

Barato

Susceptible a la abrasión

Varios espesores

Precisa de una estructura estable y exacta Protección ambiental limitada

Perspex acrílico aluminizado

Reflectancia hasta el 80%

Susceptible a la abrasión

Barato

Precisa de una estructura básica estable y exacta

Ligero

Se deforma con facilidad Película acrílica aluminizada (ejemplo, 3M SA-85)

Reflectancia hasta el 85% Relativamente barato Protección ambiental escasa

Susceptible a la abrasión Precisa de una estructura básica estable y exacta Fabricación anulada Susceptible a la abrasión

Película de composite avanzado (ejemplo, 3M Vikuiti)

Muy alta reflectancia (> 97%) Material composite no metálico

Precisa de una estructura básica estable y exacta Nula protección ambiental Muy caro

Tabla 4.4 Comparación de sustancia reflexivas. Fuente: Tesis Michael John Brooks

Análisis

del error óptico

La eficiencia óptica del colector es la relación entre la energía solar que es enfocada sobre el tubo absorbedor y la energía solar que incide en la superficie de reflexión (espejo) del colector. También es igual a: Transmitancia de la tapa de vidrio · absorbancia de la superficie del tubo · reflectancia de la superficie del colector · factor de interceptación η0 = 6Kατ ^θih@ $ 6^ταh0 $ ργ @ n

6Kατ ^θih@ = modificador ángulo de incidencia

6^ταh@ = factor efectivo transmisor - absorbancia

ρ = reflectancia de la superficie del espejo

γ = factor de interceptación (fracción de la radiación reflejada que incide en la superficie de absorción del receptor) (contiene los efectos de los errores ópticos) Los errores ópticos son causados por: 1. Reflexión imperfecta de la radiación solar debido al ángulo finito del sol. 2. Perfil parabólico inadecuado del espejo. 3. Reflectancia no especular del material reflectivo.

4. Seguimiento solar impreciso. 5. Alineamiento impreciso del receptor (estructura portante de los espejos). El diseño del tubo absorbedor es un compromiso entre el mayor diámetro necesario para capturar la mayor energía reflejada y el mínimo diámetro para aumentar la relación de concentración y reducir las pérdidas térmicas. Existen dos métodos para analizar los errores ópticos. 1º

método

Se consideran los errores independientes, se valoran en mrad y se dan como: σpendiente = imperfecciones estruturales de la parábola del espejo σseguimiento = seguimiento solar defectuoso (sensor y motor) σreceptor = desalineamiento del receptor σreflectancia = reflectancia especualr del espejo σsolar = anchura del sol o ángulo de interceptación solar El error óptico en el plano de la curvatura de la parábola (σ1D) es: σ1D = ^2σpendienteh2 + ^σsensorh2 + ^σmotorh2 + ^σreceptorh2 El error óptico fuera del plano de la curvatura de la parábola (σ2D) es: σ2D =

El error óptico total es: σtotal =

2 σ2solar + σreflector cos θ1

σ12D + σ22D

El diámetro del tubo absorbedor se deduce del análisis geométrico de la dispersión de la imagen en el foco del espejo. D = 2 $ r $ tangente cn

σtotal m 2

r = distancia de la superficie del espejo al foco n = número de las desviaciones estándar de posición de los errores Aumentando el valor de n se asegura la interceptación de un mayor porcentaje de la imagen dispersa. Y así: n = 1 intercepta el 68,27% de la imagen n = 2 intercepta el 95,45% de la imagen n = 3 intercepta el 99,73% de la imagen

Pueden considerarse los errores: Error

Descripción

A1 (caso más favorable)

Anchura de la imagen del sol sin considerar otros errores

A2

Errores dados por Stine y Harrigan (1985)

A3

Errores dados por Kalogirou (1996) para fibra de vidrio

A4

Error de seguimiento + A2

A5 (peor caso)

Error de seguimiento + doble errores estructurales A2 + resto de errores de A2

Tabla 4.5 Errores considerados en el cálculo del diámetro del tubo absorbedor Fuente: Tesis Michael John Brooks

En la figura 4.11 pueden verse los diferentes diámetros del tubo absorbedor obtenidos para cada uno de los errores considerados en la tabla y para el valor n = 2 que representa el aprovechamiento del 95% del total de la radiación que incide en la superficie del espejo. ángulo de interceptación solar

ángulo de interceptación solar + ángulo de dispersión (error óptico) D

º

0,53

0,53º + δ

0,53º

ψrim ángulo de apertura

d/2

diámetro del tubo absorbedor D (mm)

70

0 < ψ < ψrim ψrim = 82,18º

60

parámetros de cálculo ψapertura = 82,18º ψrim = 0,5214x2 f = 0,430 m

50

γ = 0,95 40 30 20 10 0 0

5 10

15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 ángulo de apertura ψ (grados)

65 70 75 80 85 90 ψapertura = 82,18º

Fig. 4.11 Error óptico del colector. Fuente: Tesis Michael John Brooks

En la figura puede verse que los diámetros del tubo absorbedor varían desde 7,25 mm Ф hasta 30 mm dependiendo del tipo de errores considerados. 2º

método

Se consideran errores ópticos aleatorios (dispersión de la luz y oscilaciones del espejo y no aleatorios (perfil parabólico defectuoso por distorsión, errores de seguimiento solar, desalineamiento del espejo y desajuste de posiciones entre el espejo y el tubo absorbedor).

1

50

0,9

45

0,8

40

0,7

35

0,6

30

0,5

25

0,4

20 15

0,3 C 3,106 ,20 7,75 9,30 15,50 21,70

0,2 0,1 0

0

5

ψapertura = 82º σ∗ = 0,1798 (error aleatorio en radianes) β∗ = 0,5283º (seguimiento y desalineación espejo) 10

15 20 25 30 35 diámetro del tubo absorbedor (mm)

40

45

50

relación de concentración C

El método es complejo y se desarrolló en los Laboratorios Nacionales Sandia de Estados Unidos. En la figura 4.12 pueden verse los valores de γ = factor de interceptación (fracción de la radiación reflejada que incide en la superficie de absorción del receptor) que contiene los efectos de los errores ópticos, y la relación de concentración C.

10 5 0

Fig. 4.12 Factor de interceptación (error óptico del colector) Fuente: Tesis Michael John Brooks

Diseño

del tubo absorbedor

El rendimiento del tubo absorbedor se comprueba con sondas de temperatura (termopar) situados en la entrada y salida del receptor y caudalímetros. Uno de los posibles circuitos de ensayo puede verse en la figura 4.13.

intercambiador de enfriamiento T T

co

T

le

ct or

T

calefactor caudalímetro SCR

colector de drenaje

P

T

T

bomba de circulación VFO

Fig. 4.13 Circuito de ensayo del colector cilíndrico parabólico. Fuente: SkyFuel

Fig. 4.14 Espejo cilíndrico parabólico. Fuente: SkyFuel

4.3.3 Turbina-generador El sistema turbina-generador debe ser adecuado para el Ciclo Rankine Orgánico. Este tipo de turbinas son más eficientes que las convencionales y además poseen una vida útil de entre 20 y 25 años de servicio. Esta etapa es la más importante de la planta piloto, pues es la que por un lado define las condiciones de entrada del fluido de trabajo, y por el otro, a través del generador establece la salida de potencia eléctrica deseada. Ahora bien, en el mercado existen conjuntos termosolares de 10 kW de potencia, pero no se encuentran turbinas aisladas diseñadas para fluidos orgánicos para

potencias superiores a 20 kW, de modo que su diseño sería objeto de un pedido especial al fabricante. Por consiguiente y tratándose de una planta piloto optamos, tal como se hizo en el prototipo, por un motor neumático que actuaría como turbina. Para determinar las características de la turbina con relación al fluido de trabajo, establecemos un paralelismo con el motor neumático MMP-150 de Ingersoll Rand (10 kW = 13,4 HP) – Curva 1.100 rpm = Caudal aire de 250 scfm a 90 psi = 7 m3/ min a 6,2 bar. Como el rendimiento del conjunto turbina-generador es de 0,75, el caudal de aire será de: 7/0,75 = 9,3 m3/min a 6,2 bar, lo que corresponde a 1.700 rpm y a una potencia de 12 kW. Es decir, que con una turbina de 12 kW se conseguirá en el generador una potencia de 10 kW. (AIRE

A 90 psi

- 6,2 bar)

velocidad máxima permisible

80 par motor (pies-lb)

MOTOR NEUMÁTICO MMPO150

15 (12)

70

14 (10,4)

60

par

50

12 (9)

potencia

10 (7,5)

40

8 (6)

30

6 (4,5)

20

4 (3)

10

2 (1,5)

0

0

500

potencia motor HP (kW)

RENDIMIENTO

0

1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000

velocidad máxima permisible

800 600

450 (13)

carga

400

300 (8,5 consumo de aire (90 psi-6,2 bar)

200 0

600 (17)

0

500

150 (4,2) 0

consumo de aire cfm (m3/min)

motor rpm

1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000

motor rpm

Fig. 4.15 Curvas motor neumático MMP150. Fuente: Ingersoll Rand

Como en el capítulo 3 del prototipo encontramos que el rendimiento volumétrico es 7,7 veces mayor con el fluido de trabajo que con el aire, resulta: 9, 3 m3 / min = 1, 2 m3 / min a 6, 2 bar 7, 7

Variable

Datos

Estado gaseoso

Temperatura (ºC) Densidad (kg/m3) Viscosidad (cP)

110

90

70

61

60

45

30

37,76

22,89

13,27

9,87

9,29

5,91

3,59

0,00938 0,00546 0,0155 0,0027 0,0028 0,0032 0,0032

Calor latente (kJ/kg)

93

101

108

Conductividad térmica (W/mºC)

0,0023

0,0036

0,005

0,0212

0,022

0,038

0,038

Presión de saturación (bar)

4,08

2,48

1,41

1,036

0,971

0,602

0,354

0,868

0,868

0,868

0,868

0,868

0,868

0,868

Calor específico (kJ/kg,ºC)

111,32 111,92 116,48 121,44

Tabla 4.6 Características del fluido de trabajo gas. Fuente: 3M 40 35 densidad (kg/m3)

30 25 20 15 10 5 0

0

20

40

60

80

100

120

Temperatura (ºC)

Fig. 4.16 Gráfico densidad-temperatura del fluido de trabajo gas

La densidad del fluido a 120ºC, interpolando en el gráfico es de 52 kg/m3, luego: 1,2 m3/min · 52 kg/m3 = 62,4 kg/min 62,4 kg/min · 60 = 3.744 kg/h ≈ 3.700 kg/h Este es pues el caudal del fluido de trabajo que dará la potencia de salida en el conjunto turbina-generador de 12 kW a 1.700 rpm. Es un valor aproximado ya que se ha deducido de la similitud existente entre un motor neumático MMP150 de Ingersoll Rand alimentado con aire a la presión de 6,2 bar y su alimentación con el fluido de trabajo. El generador, de forma análoga a la del prototipo estará acoplado a la turbina. Tratándose de una potencia de 12 kW a 1.700 rpm, el generador elegido es el MA-55 de Infranor. En el gráfico se ve que los 12 kW de potencia de salida del generador se consiguen con una velocidad de 3.600 rpm. Por lo tanto habrá que instalar una caja de engranajes entre la turbina y el generador que relacione las velocidades de ambos según: 3.600/1.700 = 2,11.

potencia (kW)

24 21 18 15 12 9 6 3 0

0

600

1.200

1.800

2.400 3.000 3.600 4.200 4.800 5.400

6.000 6.600 rpm

Fig. 4.17 Curva característica generador MA-55. Fuente: MAVILOR

4.3.4 Rendimiento

colector cilíndrico parabólico

Entre los colectores cilíndrico parabólicos de las plantas termosolares, es de interés el tubo del colector Luz que consiste en un tubo de acero rodeado por un tubo de vidrio en el que se ha hecho el vacío. Ambos tubos están unidos en sus extremos por dos fuelles metálicos y el fluido de trabajo es el aceite Therminol VP-1. El fluido de trabajo está conectado con un intercambiador de calor que calienta el agua de una caldera de vapor y este vapor acciona una turbina para generar electricidad. recubrimiento tubo de vidrio fuelle

absorbedor de puente de absorción de humedad

tubo humedad absorbedor

vidrio HCE a vidrio HCE a 300ºF (149ºC) 150ºF (65,5ºC)

ºF

ºC

350,0 300

149

200

93

100

38

25,0

-3,8

Fig. 4.18 Tubo absorbedor. Fuente: NREL y US Department of Energy

Fig. 4.19 Nueve sistemas de generación eléctrica de 354 MW instalados entre los años 1984 a 1991 en California (USA). Fuente: NREL

El rendimiento de este colector fue evaluado por S.D. Odeh, G.L. Morrison y M. Behnia de la Universidad de Nueva Gales del Sur de Sidney (Australia) con los resultados que pueden aplicarse a tubos absorbedores similares. La emisividad de la pared del tubo absorbedor con revestimientos selectivos de cromo negro y cemento medida por Lippke (1996) y Cohen (1993) es de 0,9. La relación entre la emisividad de la pared del tubo absorbedor (εab) y la temperatura del tubo absorbedor en K es: εab = 0, 00031 $ Tpared ^Kh - 0, 0216 La pérdida de calor entre el tubo absorbedor y el tubo de vidrio al vacío, tiene lugar principalmente por radiación al cielo y por convección natural o por el viento. Otra pérdida de calor ocurre entre el tubo absorbedor y el tubo de vidrio al vacío. La pérdida de calor resultante del colector viene expresada aproximadamente por la expresión (válida para cualquier fluido de trabajo si se conocen sus propiedades y la fase en la que se encuentra): 4 4 eficiencia = ^a + c $ Vvientoh $ ^ Tab - Tah - εab $ b $ ^ Tab h - Tcielo

a = coeficiente de convección ≈ 0,0498 b = coeficiente de radiación ≈ 2,14 · 10-9 c = coeficiente de conducción (viento) ≈ 0,0018 (supuesto un viento de 3 m/s) εab = emisividad de la pared del tubo absorbedor (recubrimiento, superficie interna y la superficie externa del tubo absorbedor de vidrio) = (0,86 + 0,9)/2 = 0,88 Tab = temperatura de la pared exterior del tubo absorbedor en K Ta = temperatura ambiente en K Tcielo = temperatura celeste que puede relacionarse con la temperatura del punto de rocío y la ambiente mediante la expresión (Martín y Berdahl 1984): Tcielo = ^εcieloh0, 25 $ Ta siendo: Tcielo = ^εcieloh0, 25 $ Ta tdp = temperatura del punto de rocío en ºC Y el rendimiento del colector puede expresarse por: eficiencia = ηopl $ K τα - ^a + c $ Vvientoh $

4 4 Tab Tab - Ta - Tcielo - εab $ b $ Idirecta Idirecta

En la que: ηopl = rendimiento óptico del colector = 0,731 en el colector LUZ. Otros colectores (Solel) tienen rendimientos diferentes. Se escoge el valor de 0,7

El rendimiento óptico del colector depende de varios factores (error de seguimiento solar, error de alineación del espejo, reflectancia del espejo, suciedad en el espejo, ...). Idirecta = radiación solar directa Kτα = modificador del ángulo de incidencia El ángulo de incidencia es el ángulo formado por el vector del sol y el vector perpendicular de la apertura del colector. El modificador del ángulo de incidencia tiene en cuenta los efectos de la incidencia que causan la dispersión de la radiación que de este modo no alcanza el tubo absorbedor. Viene definido por la relación:

Una ecuación determinada por ensayo es: K = cos ^θh + 0, 000884 $ θ + 0, 00005369 $ θ2 Siendo θ el ángulo comprendido entre el ángulo de incidencia y el normal a la apertura del colector. 1,1

modificador del ángulo de incidencias KαT

1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2

sin tubo de vidrio

0,1

coseno

tubo absorbente de vidrio

0,0 0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

ángulo de incidencia (grados)

Fig. 4.20 Modificador del ángulo de incidencia Fuente: Mangosuthu Technicon y Universidad de Stellenbosch

55

60

Tabla 4.7 Eficiencia del colector cilíndrico parabólico para una radiación solar en Girona Latitud 41º 54’ 00”N, Longitud 02º 21’ 00”E Fuente: S.D. Odeh et all Universidad de Nueva Gales del Sur (Sidney - Australia)

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

Meses

Ene

0,0498

0,0498

0,0498

0,0498

0,0498

0,0498

0,0498

0,0498

0,0498

0,0498

0,0498

0,0498

2,00E-09

2,00E-09

2,00E-09

2,00E-09

2,00E-09

2,00E-09

2,00E-09

2,00E-09

2,00E-09

2,00E-09

2,00E-09

2,00E-09

0,0018

0,0018

0,0018

0,0018

0,0018

0,0018

0,0018

0,0018

0,0018

0,0018

0,0018

0,0018

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

Temperatura de la pared

400

400

420

450

450

450

420

420

420

400

400

400

419

260

265

270

285

295

295

290

280

275

270

270

265

0,685

0,695

0,711

0,741

0,774

0,774

0,774

0,741

0,711

0,711

0,695

0,685

236,52

241,95

247,93

264,41

276,73

276,73

272,04

259,77

252,52

247,93

246,51

241,07

3026

3292

4418

5574

6061

6459

6097

5668

5391

5156

3928

3236

4864

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

Rendimiento espejo colector

255,34

Coeficiente convección

0,725

b

Coeficiente radiación

277

c Coeficiente conducción

3

Vviento Velocidad del viento, m/s

0,0018

Tab exterior del tubo absorbedor

2,00E-09

Ta Temperatura ambiente, K

0,0498

εcielo

Emisividad cielo

0,7

Tcielo

Temperatura celeste

Media año

Kτα

Idirect Radiación solar directa

a

en K

Modificador ángulo incidencia

ηopl Emisividad de la pared del tubo absorbedor

0,88

0,88

0,88

0,88

0,88

0,88

0,88

0,88

0,88

0,88

0,88

0,88

0,88

rocío, ºC

-5

-3

0

5

10

10

10

5

0

0

-3

-5

2

Temperatura del punto de

ηeficiencia

0,6144

0,6159

0,6172

0,6170

0,6184

0,6191

0,6214

0,6204

0,6197

0,6212

0,6184

0,6156

0,6182

B5*L5-((C5+E5*F5)*(G5-H5)/

Tdp

J5*J5*J5*J5)/K5)

εab K5)-M5*D5*((G5*G5*G5*G5-

Tabla 4.7 (continuación) Eficiencia del colector cilíndrico parabólico. Lugar Girona Latitud 41º 54’ 00”N, Longitud 02º 21’ 00”E

Datos de Girona Latitud 41º 54’ 00”N, 02º 21’ 00”E

10

Enero

3.236

9,34

31

290

2.316

232

0,6156

0,6156

0,7

0,6

0,9

0,65

0,95

0,1437

Potencias a instalar (kW)

Meses

Radiación Solar Media (RSM) (Wh/m2/día)

Horas promedio efectivas de Sol (H/día)

Días del mes

Horas efectivas de Sol (H/mes)

Rendimiento teórico medio (kWh/mes)

Rendimiento T-Medio por kW instalado (kWh/kW)

Eficiencia teórica media

Eficiencia colector (η eficiencia)

Sistema de bombeo (incluye tubería y accesorios)

Turbina

Generador Eléctrico

Sistema de Condensado

Electrónica de control

Eficiencia total central termosolar 0,1443

0,95

0,65

0,9

0,6

0,7

0,6184

0,6184

232

2.323

290

28

10,37

3.928

Febrero

0,1450

0,95

0,65

0,9

0,6

0,7

0,6212

0,6212

291

2.914

364

31

11,75

5.156

Marzo

0,1446

0,95

0,65

0,9

0,6

0,7

0,6197

0,6197

319

3.192

399

30

13,3

5.391

Abril

0,1448

0,95

0,65

0,9

0,6

0,7

0,6204

0,6204

359

3.589

449

31

14,47

5.668

Mayo

0,1450

0,95

0,65

0,9

0,6

0,7

0,6214

0,6214

360

3.602

450

30

15,01

6.097

Junio

0,1445

0,95

0,65

0,9

0,6

0,7

0,6191

0,6191

364

3.636

454

31

14,66

6.459

Julio

0,1443

0,95

0,65

0,9

0,6

0,7

0,6184

0,6184

338

3.375

422

31

13,61

6.061

Agosto

0,1440

0,95

0,65

0,9

0,6

0,7

0,6170

0,6170

294

2.935

367

30

12,23

5.574

Septiembre

0,1441

0,95

0,65

0,9

0,6

0,7

0,6172

0,6172

268

2.681

335

31

10,81

4.418

Octubre

0,1438

0,95

0,65

0,9

0,6

0,7

0,6159

0,6159

231

2.309

289

30

9,62

3.292

Noviembre

0,1434

0,95

0,65

0,9

0,6

0,7

0,6144

0,6144

225

2.247

281

31

9,06

3.026

Diciembre

0,1443

0,95

0,65

0,9

0,6

0,7

0,6182

0,6182

293

35.119

366

365

12,02

4.864

Media del año o total

Fig. 4.21 Soportes del tubo absorbedor. Fuente: NREL

Las pérdidas de calor a través de los soportes del tubo absorbedor vienen dadas por la expresión:

siendo: hb = coeficiente medio de convección del soporte (W/m2 K). Convección libre (2 – 25 W/m2-K y convección forzada (25 – 250 W/m2 K) Pb = perímetro del soporte (m) kb = coeficiente de conducción (W/m K) Acs,b = área mínima de la sección transversal del soporte (m2) Tbase = temperatura en la base del soporte (ºC). Estimada como (Tbase + T6)/3. Para la temperatura base del tubo de 250ºC y la temperatura ambiente de 20ºC, resulta: (250 + 20)/3 = 90ºC T6 = temperatura ambiente (ºC) LHCE = longitud del absorbedor (m). Cada 4 m hay un soporte

Tratándose de un campo solar de 10 kW con un rendimiento medio del 14,34 % de los colectores cilíndrico parabólicos, puede determinarse el área del colector y la extensión del campo solar.

4.4 Cálculo

colector y campo solar volver

El cálculo se expone de dos maneras.

4.4.1 Realización de los cálculos con los rendimientos de cada componente

Datos de Girona Latitud 41º 54’ 00”N, 02º 21’ 00”E

Longitud media colector

Área media campo solar (m2)

Tabla 4.8 Área media del campo solar 0,6156 0,6156 0,7 0,6 0,9 0,65 0,95 0,1437 260,218 258,874 351,13

Eficiencia teórica media

Eficiencia colector (η eficiencia)

Sistema de bombeo (incluye tubería y accesorios)

Turbina

Generador Eléctrico

Sistema de Condensado

Electrónica de control

Eficiencia total central termosolar

LMC (máxima)

LMC (media)

LMC (mínima)

1.053,39

232

Rendimiento T-Medio por kW instalado (kWh/kW)

AMC (mínima)

2.316

Rendendimiento teórico medio (kWh/mes)

776,622

290

Horas efectivas de Sol (H/mes)

AMC (media)

31

Días del mes

780,655

9,34

Horas promedio efectivas de Sol (H/día)

AMC (máxima)

3.236

En

10

Radiación Solar Media (RSM) (Wh/m2/día)

Meses

Potencias a instalar (kW) Mar

0,1450

0,95

0,65

0,9

0,6

0,7

0,6212

0,6212

291

2.914

364

31

11,75

5.156

0,1446

0,95

0,65

0,9

0,6

0,7

0,6197

0,6197

319

3.192

399

30

13,3

5.391

Abr

0,1448

0,95

0,65

0,9

0,6

0,7

0,6204

0,6204

359

3.589

449

31

14,47

5.668

May

0,1450

0,95

0,65

0,9

0,6

0,7

0,6214

0,6214

360

3.602

450

30

15,01

6.097

Jun

0,1445

0,95

0,65

0,9

0,6

0,7

0,6191

0,6191

364

3.636

454

31

14,66

6.459

Jul

0,1443

0,95

0,65

0,9

0,6

0,7

0,6184

0,6184

338

3.375

422

31

13,61

6.061

Ago

0,1440

0,95

0,65

0,9

0,6

0,7

0,6170

0,6170

294

2.935

367

30

12,23

5.574

Sep

0,1441

0,95

0,65

0,9

0,6

0,7

0,6172

0,6172

268

2.681

335

31

10,81

4.418

Oct

0,1438

0,95

0,65

0,9

0,6

0,7

0,6159

0,6159

231

2.309

289

30

9,62

3.292

Nov

0,1434

0,95

0,65

0,9

0,6

0,7

0,6144

0,6144

225

2.247

281

31

9,06

3.026

Dic

0,1443

0,95

0,65

0,9

0,6

0,7

0,6182

0,6182

293

35.119

366

365

12,02

4.864

Media del año o total

(anchura + separación entre filas) · longitud de cada fila = (2 + 1) · 50 = 150 m2 (1.053/150) = 7,02 filas para los 10 kW)

Luego, el área ocupada por cada fila de espejos es:

Separación entre filas = 1 m.

Anchura de cada espejo = 2 m

Cada fila de espejos parabólicos tiene 50 m de longitud.

Se supone:

0,1443

0,95

0,65

0,9

0,6

0,7

0,6184

0,6184

232

2.323

290

28

10,37

3.928

Feb

El resultado de 7 filas de 50 m de longitud cada una, indica que con la longitud total de 150 m, la pérdida total de calor a través de los soportes es: 3, 47 $

7 filas $ 50 m/fila = 304 W 4 soportes/m

Valor que equivale al 3,04% de la potencia nominal de 10 kW de la planta termosolar. La eficiencia promedio de la planta termosolar es: 0,1443 · (1 - 0,0304) ≈ 0,14 Y quedará afectada la superficie media del campo solar, siendo su nuevo valor: 1.053 · (0,1443/0,14) = 1.085 m2 y el número de filas será: 1.085/150 = 7,2 ≈ 8 filas

4.4.2 Realización

de los cálculos mediante la energía de transformación del fluido de trabajo

Los datos de partida son: Potencia del generador = 12 kW Caudal del fluido de trabajo = 3.700 kg/h

Potencias a instalar (kW)

02º 21’ 00”E

Datos de Girona Latitud 41º 54’ 00”N,

La radiación solar media en Wh/m2 es: 10 Media del año o total

Meses

En

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

Radiación Solar Media (RSM) (Wh/m2/día)

3.236

3.928

5.156

5.391

5.668

6.097

6.459

6.061

5.574

4.418

3.292

3.026

4.864

Horas promedio efectivas de Sol (H/día)

9,34

10,37

11,75

13,3

14,47

15,01

14,66

13,61

12,23

10,81

9,62

9,06

12,02

Radiación solar media Wh-m2

346

379

439

405

392

406

441

445

456

409

342

334

399

Tabla 4.9 Radiación solar media en Wh/m2 por hora y promedio del mes

El rendimiento, consultando la figura 4.22 de rendimiento de un colector cilíndrico parabólico utilizando agua como fluido de trabajo, y para la radiación solar media anual para el ángulo óptimo, de 399 W/m2 se estima en el 60%.

rendimiento del colector %

70 65 60 55

fluido de trabajo agua coexistencia 2 fases vapor agua rendimiento global

50 45

0

200

400 600 radiación directa W/m2

800

1.000

Fig. 4.22 Rendimiento de un colector cilíndrico parabólico utilizando agua como fluido de trabajo. Fuente: S.B- Odeh et all Escuela de Mecánica de la Universidad de Nueva Gales del Sur (Sydney – Australia)

Qtotal = QI + Qvapor + Qsc

En la tabla 4.10 pueden verse los resultados de los cálculos, y obteniéndose prácticamente 914 m2 para el área necesaria del colector cilíndrico parabólico. Planta piloto de 10 kW Turbina dimensionada por similitud con el motor neumático MMP150 de Ingersoll Rand Caudal másico de vapor: Presión de vapor:

3.700 kg/h 6,2 bar Datos del fluido

Peso Específico: Temperatura de ebullición: Cp Líquido:

1510 kg/m3 61 ºC 1,15 kJ/kg ºC

Calor de vaporización:

111,6 kJ/kg

Cp Vapor:

0,868 kJ/kg ºC

Datos de Proceso Temperatura del líquido:

25 ºC

Temperatura de ebullición:

61 ºC

Temperatura del vapor:

130 ºC

Radiación Solar Media:

399 W/m2 h Colector Cilindro Parabólico 0,6  

Rendimiento Área necesaria de CCP:

913,98 m2

Notas: Valores de: Qtotal (Qtotal):

218,80567 kJ/s

Qtemperatura ebullición (QI):

42,55 kJ/s

Qvaporización (Qvapor):

114,7 kJ/s

Qvapor sobrecalentado (Qsc):

61,555667 kJ/s

Tabla 4.10 Área del colector cilíndrico parabólico

La energía captada por el campo de colectores puede estar afectadas por los rendimientos de: Pérdidas térmicas del tubo receptor = 0,2 (rendimiento 0,8). Pérdidas térmicas en las tuberías = 0,1 (rendimiento = 0,9) El área necesaria de colectores es:

914 ^1 - 0, 2h $ ^1 - 0, 1h

= 1.269 m2

La potencia desarrollada en los meses más importantes del año es: Meses

En

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

Media del año o total

Radiación Solar Media (RSM) (Wh/m2/día)

3.236

3.928

5.156

5.391

5.668

6.097

6.459

6.061

5.574

4.418

3.292

3.026

4.864

Horas promedio efectivas de Sol (h/día)

9,34

10,37

11,75

13,3

14,47

15,01

14,66

13,61

12,23

10,81

9,62

9,06

12,02

Tabla 4.11 Irradiación diaria (Wh/m2) - Ángulo óptimo y horas de sol medias/mes

El peor mes del año es diciembre con 9,06 horas de sol medias y una irradiación diaria media de 3.026 Wh/m2.

Y en el mejor mes del año junio con 15,01 horas de sol medias y una irradiación diaria media de 6.097 Wh/m2.

Y en todo el año como promedio:

Estos son los valores de potencia captada en el campo de colectores cilíndrico parabólico para obtener 10 kW después del generador y antes de conectar a la red eléctrica. Las potencias obtenidas son pues superiores a los 10 kW fijados como objetivo, por lo que se adopta el valor de 13,19 kW del mes de diciembre. De este modo, en caso de días sin sol, el promedio anual coincidiría aproximadamente con el objetivo de 10 kW. Desde el punto de vista comercial los módulos solares tiene las siguientes dimensiones normales: Cada fila de colectores tiene 8 espejos de longitud 6 metros Área colectora de cada fila = 53,3 m2 Área colectora del módulo = 320 m2. Cada módulo tiene 320/53,3 = 6 filas Nº de módulos necesarios = 1.269/320 = 3,96 ≈ 4 módulos Superficie ocupada por cada módulo = 18 m · 49 m = 882 m2 Extensión del campo solar (4 módulos)= 882 · 4 = 3.528 m2 Capacidad de cada módulo = 75 litros Capacidad del campo solar = 75 · 4 = 300 litros Capacidad tanque de condensado = 20% volumen (2 m · 2 m alto) = 1.256 litros Capacidad total = (300 + 1.256) · 1,2 = 1.867 litros Diámetro del tubo receptor = ¾” = 19,05 mm Mínimo caudal recomendado del fluido = 6 litros/min (0,0001 m3/s), lo que corresponde a una velocidad de: velocidad del fluido =

0, 0001 m3 /s 0, 019052 π$ 4

= 0, 35 m/s

Esta velocidad es demasiado baja de modo que seleccionamos 2 m/s, lo que corresponde a un caudal de: caudal del fluido = π $

0, 019052 $ 2 m/s = 0, 00057 m3 /s = 34, 2 l/ min 4

La pérdida de carga correspondiente de cada módulo es: Tp = 0, 00008 $ caudal^l/ minh2 + 0, 00195 $ caudal^l/ minh = = 0, 00008 $ 34, 22 + 0, 00195 $ 34, 2 = 0, 16 bar Y para los 4 módulos resulta: 0,16 · 4 = 0,64 bar Siendo la pérdida de carga de 0,64 bar debe sumarse una presión adicional para que el líquido pueda llegar a los 50 m de altura, lo que da una presión de impulsión de la bomba de: 0,64 bar + (40 m · 1.510 kg/m3) · 0,000098 bar = 0,64 + 6 = 6,64 ≈ 7 bar La bomba de impulsión del fluido de trabajo del circuito debe proporcionar una presión de 7 bar con un caudal de 34,2 l/min. línea de transmisión de energía eléctrica fluido caliente

12 filas

fluido frío

turbina evaporador fluido caliente

fluido caliente

calor almacenamiento (opcional)

frío bomba

8 espejos/fila

generador agua circuito de refrigeración agua condensador

tanque de expansión

8 espejos/fila

Fig. 4.23 Campo solar de la planta piloto de 10 kW

Una opción de interés si se dispone de tiempo y personal suficiente o se cuenta con la ayuda de talleres auxiliares comprometidos en el proyecto, es la construcción individual de los colectores. Tratándose de una superficie de 1.269 m2, pueden explorarse varias alternativas para fabricar en un taller no especializado los colectores. En uno de los métodos se utilizan dos hojas de 137 x 150 cm de Alanod (aluminio) con las que es posible fabricar un espejo de 120 cm de anchura, combinando dos hojas idénticas. En un tablero de dibujo se traza sobre un papel una parábola que se recubre con una hoja de plástico, la que se recorta ya con la forma de parábola. Se fabrican varios conjuntos que se empalman entre sí mediante varillas y tornillos.

Se coloca la hoja de Alanod sobre los soportes fabricados y se une con el pegamento adecuado. El espejo así fabricado tiene un área de apertura de 1,5 m2 de modo que se necesitarán 1.269/1,5 = 846 conjuntos.

Fig. 4.24 Construcción colector. La recta de color amarillo representa el tubo receptor Fuente: Google

El tubo receptor puede ser de acero o cobre envuelto por un tubo de vidrio para reducir las pérdidas. Si se dispone de medios es ideal hacer el vacío dentro del tubo de vidrio para reducir más las pérdidas. La conexión entre los tubos de diferentes colectores adyacentes puede hacerse mediante manguitos o bridas roscadas.

tubo de vidrio exterior vacío tubo de vidrio interior tubo de cobre interior

aislamiento fluido frío fluido caliente tubo absorbedor

Fig. 4.25 Tubo absorbedor colector solar

Hay que señalar que estos medios simples y económicos no proporcionarán el mejor rendimiento de la planta piloto, de modo que es recomendable adquirir del mercado los colectores ya probados y con múltiples referencias de rendimiento y duración. Téngase presente que la vida útil de las plantas termosolares suele ser de 20 a 25 años como mínimo.

4.5 Tubo

receptor volver

El tubo receptor convierte la luz solar concentrada por el espejo en energía térmica en el fluido de trabajo. Está formado por dos tubos uno interior de metal, recubierto de una capa especial de pintura negra a base de materiales de gran absorción superior al 90% y baja emisividad a altas temperaturas, y otro tubo transparente de vidrio de alta transmitancia en el intervalo solar. Los dos tubos están unidos con juntas especiales que soportan sin fugas las dilataciones en el campo solar y en su interior se ha hecho el vacío. Para mantenerlo se introduce en el interior de los tubos unos absorbedores (getters), encargados de absorber las moléculas de las sustancias que puedan penetrar entre el tubo metálico y el de vidrio. Para unir los dos tubos se deben usar juntas especiales capaces de soportar las dilataciones.

CAMPO

SEGUIMIENTO

DE COLECTORES

SOLAR

pieza de expansión vidrio borosilicato

o inoxidable tubo de acer

TUBO

ABSORBENTE

Fig. 4.26 Campo de colectores cilíndrico parabólicos, tubo absorbente y unidad de seguimiento solar

4.6 Tuberías

volver

Se presentan pérdidas de energía debidas a la tubería y al fluido de transferencia de calor que circula por las tuberías. Una parte importante de los colectores son las conexiones entre los módulos que deben permitir que el fluido circule entre los módulos solares, que son las partes móviles y las tuberías de circulación del fluido de trabajo que son las partes fijas. Estas conexiones pueden ser juntas rotativas o bien tuberías flexibles.

tubos flexibles juntas rotativas

Fig. 4.27 Juntas de conexión entre colectores

4.7 Bombeo

del fluido volver

El sistema de bombeo ha de ser del tipo de arrastre o acoplamiento magnético, sin utilizar la empaquetadura clásica que provocaría fugas debido a la baja viscosidad del fluido de trabajo. La bomba de impulsión del fluido de trabajo del circuito debe proporcionar una presión de 7 bar con un caudal de 34,2 l/min, lo que se ajusta a la primera recta inclinada del gráfico. H (m) 140

Q (US GPM)

0

10

20

30

40

50

H (pies) 400

120 100

300

80 60

3.

3.4

40

00

l/

m

80

2.

40

0

0

20

l/m

2.

80

0

l/m

in

in

00

200 l/m

in

2.80

0 l/m in

in

0

in

3.4

l/m

0

20

40

60

100 0

80 100 120 140 160 180 200

Q(l/min)

Fig. 4.28 Curvas características de la bomba de fluido. Fuente: Speck Pumpen

4.8 Sistema

de condensado volver

Para una planta piloto el sistema de condensación y enfriamiento ha de ser del tipo compacto de circuito cerrado, cuyo fluido refrigerante ha de ser una mezcla de agua y alcohol que se cambia periódicamente. El utilizar un sistema de condensación con agua, requerirá que se tenga que considerar una torre de enfriamiento para dicha agua además de tener que hacerle tratamiento químico al agua, con el consiguiente coste en mano de obra e infraestructura.

Este sistema al igual que el resto, menos los CCP, ha de estar protegido de la intemperie al objeto de que la atmósfera que lo circunda sea lo más estable posible, pues cualquier alteración térmica de su entorno, afecta su funcionamiento. El tanque de condensado ha de ser de acero inoxidable, para evitar la contaminación del fluido, totalmente hermético, para evitar fugas del fluido debido a su baja viscosidad y debe estar aislado térmicamente para que el fluido de trabajo conserve la temperatura de condensado, entre 35 y 45ºC. El tanque debe disponer de un tanque de expansión para compensar las sobrepresiones que puedan presentarse.

4.9 Sistema

de control volver

El sistema de control ha de ser muy exacto, pues las variaciones de caudal, temperatura y presión afectan considerablemente el comportamiento del sistema, si bien, la estabilidad del sistema es suficiente, como resultado de los ensayos realizados en el prototipo de 1 kW. El caudal del fluido de trabajo se controla con un lazo de control de presión a la salida de la bomba de impulsión del fluido de trabajo.

4.10 Fluido

de trabajo volver

El fluido de trabajo a utilizar, por el momento, es el HFE-7100 de 3M. Propiedades más relevantes: -- Punto de ebullición:

61ºC

-- Punto de engelamiento: -135ºC -- Densidad:

1.400 kg/m3

-- Viscosidad cinética:

0,38 cSt

-- Viscosidad absoluta:

0,58 centipoise

-- Calor específico:

1.180 J/kg ºC

-- Calor de vaporización: 111,6 kJ/kg a BP Composición: -- Metoxy-nonafluorobutano:

99,5 % - mínimo

-- Residuos No-Volátiles:

1,0 ppm - máximo



Limitaciones: -- Temperatura crítica:

195,3ºC

-- Presión crítica:

22,3 bares

-- Densidad crítica:

555 kg/m3

El sistema de almacenamiento de calor, que eventualmente pueda incorporarse, para que la planta piloto pueda trabajar después de la puesta del sol no es de interés, ya que la temperatura crítica del fluido es de 195,3ºC y la temperatura normal de trabajo de unos 120 – 130ºC. Esto valores son demasiado bajos para el sistema de almacenamiento que típicamente es de sal fundida que se calienta a temperaturas de 450 – 500ºC.

4.11 Pérdidas

parásitas eléctricas volver

Debidas a los motores de las bombas de alimentación del fluido de trabajo y del agua de refrigeración, el sistema de control, las válvulas de control y la iluminación. Las pérdidas se reducen sustituyendo las mangueras de conexión por mangueras con junta de bola que reducen la pérdida de presión a través del campo solar en un 50% aproximadamente y así consumen menos energía en la bomba de impulsión.

4.12 Sistema

de seguimiento solar volver

Puede ser pasivo o bien activo, tal como se describieron en el tema 2. El seguidor activo puede tener uno y dos ejes. En los helióstatos puede haber 3 ejes. Tratándose de una planta piloto con 24 filas de 12 espejos por cada fila, seleccionamos un seguidor de un eje. eje de rotación eje de rotación O

S

seguimiento de un eje orientado a este-oeste

N

E

O

S

N

eje de rotación E

seguimiento de dos ejes orientados a norte-sur y este-oeste

Fig. 4.29 Seguidor solar de uno y de dos ejes

Los seguidores activos suelen ser de un solo eje (sistemas comerciales de gran longitud), deben ser flexibles para su verificación periódica, ser de operación segura y susceptibles de control funcional total. Las filas de espejos parabólicos están orientadas normalmente de Norte a Sur (N-S) o bien de Este a Oeste (E-O). La orientación N-S captura menos energía anual pero su captación es máxima en verano. Se establece un error angular límite de por ejemplo ±0,2º del motor de accionamiento del soporte de los espejos para su enfoque al sol. Un movimiento de rotación de 0,4º (los límites de ±0,2º) equivale en un codificador rotativo

a 2,79 pulsos (0,144º/pulso), lo que precisa de una velocidad angular de 0,288/4 = 0,072º/s para un motor de velocidad variable (VSD = Variable Speed Drive) de 4 segundos. La velocidad de la caja de engranajes es de 33,34º/s = 5,56 rpm. Y el tiempo entre los pasos correctivos es de:

e

0, 288 $ 60o^sh - 4^sh (tiempo de giro a la nueva posición) = 65,12 s 0, 25

El seguimiento virtual del espejo cilíndrico parabólico se logra utilizando el algoritmo PSA desarrollado el año 2001 por Blanco-Muriel de la Plataforma Solar de Almería. Este algoritmo utiliza como entradas la latitud y longitud geográficas y el tiempo universal (UTC) expresado en año, mes, día, hora, minutos y segundos. Se realizan unos 16 cálculos para determinar el vector solar (ángulos azimut y cenit). Sigue a continuación un ejemplo de cálculo en Durban (África) Mangosuthu Technikon, complementado con el cálculo del rendimiento del colector. Localización: Longitud = +30,91502º

Latitud = - 29,970233º

Fig. 4.30 Durban (África) Mangosuthu Technikon. Fuente: Google

La hora local 11:25:43 expresada en UTC es: Hora estándar de Sudáfrica = 11 h + 25/60 h + 43/3.600 h = 11,42861111 h Y en UTC = 11,42861111 h – 2 h = 9,42861111 h Fecha: año = 2003

mes = 5

día = 5

1 – Cálculo

del día juliano

día juliano =

1.461 $ cy + 4.800 + 4

m - 14 m 367 $ ^2 - 2 + 12 $ ^m - 14hh 12 + 12

m - 14 m h 12 + d - 32.075 - 0, 5 + = 4 $ 100 24 2.452.764.893 días

3 $ cy + 4.900 + -

2 – Cálculo

de las coordenadas eclípticas del sol

(ángulos

en radianes)

n = día juliano – 24.515.450 = 1.219,89286 ω = 2,1429 – 0,0010394594 (n) = 0,87487139 radianes L (longitud media) = 4,8950630 + 0,017202791698 (n) = 25,880624491 radianes G (anomalía media) = 6,2400600 + 0,0172019699 (n) = 27,22461916 radianes I (longitud eclíptica) = L + 0,03341607 · sen (2g) + 0,00034894 · sen (2g) – – 0,0001134 – 0,0000203 · sen (ω) = 25,90917575 radianes Ep (oblicuidad de la eclíptica) = 0,4090928 – 6,2140 · 10-9 (n) + 0,0000396 · cos (ω) = 0,4091106 radianes 3 – Convertir

las coordenadas eclípticas a coordenadas celestes

ra (ascensión recta) =

arc tg 6cos^eph $ sen^ I h@ cos^ I h

= 0, 73346270 radianes

La ascensión recta es un arco del ecuador celeste que secciona el cielo en 24 áreas semicirculares, equidistantes entre sí y perpendiculares a las líneas de la declinación. Proyectado en el cielo viene a ser como el homólogo de la longitud, y es medido en horas, minutos, segundos y fracciones de segundo (cada hora equivale a 15° de los 360° que componen la esfera total). Se empieza a contar desde la ra que pasa por el equinoccio de marzo (0 h, 0 m, 0 s), avanzando hacia el Este. δ (declinación)= arc sen 6^sen^ephh $ sen^ I h@ = 0, 28249216 radianes 4 – Convertir

las coordenadas celestes en horizontales

Gmst (Greenwich mean sidertal time) = 6,6974243242 + 0,0657098283 (n) + + hora = 96,28498544 horas lmst^local mean sideral timeh = 6, 6974243242 + 0, 0657098283^nh + hora = = 96, 28498544 horas ω (ángulo horario) = lmst – ra = 25,01345643 radianes

θz (ángulo cenital) = arc cos [cos (φ) · cos (ω) · cos (δ) + sen (δ) · sen (φ) (grados)] = 0,81373639 radianes A^azimut solarh = arc tg =-

paralaje =

sen^ωh - sen^φh $ cos^ωhG = 0, 15788706 radianes tg^ δh $ cos^φh

radio medio de la tierra

=

^unidad astronómicah $ sen^θzh

6.371, 01 km 149.597.890 km $ sen^0, 813736392h

=

= 0, 00003096 radianes

θz = θz + paralaje 0 0,81376736 radianes Cálculo

del ángulo de seguimiento del colector

ρT

Para un colector horizontal orientado en la dirección Norte-Sur, el ángulo de seguimiento según Stine y Harrigan (1985) es: tg^ρTh =

ρT = arc tg = arc tg

sen^0, 1578870578h tg^^π/2h

0 813767347h

sen^Ah tg^90 - θzh sen^Ah

tg^^π/2h - θzh

=

= 0, 16490476 radianes = 9, 448347o

Como colector está apuntando al este con ρT = +90º, el ángulo con que debe girar el colector para interceptar el sol es de: ρcorrección = 90º - 9,448347º = 80,551653º Cálculo

del ángulo de incidencia

θi

Según Stine y Harrigan (1985) es: θi = arc cos 1 - cos2 ^Ah $ cos2 ^^π/2h - θzh = = 1 - cos2 ^0, 15788706h $ cos2 ^^π/2h - 0, 81376735h = = 0, 80069262 radianes = 45, 87630769o Cálculo

del rendimiento térmico

ηg

El rendimiento térmico del colector depende de la diferencia de temperaturas entre la entrada y la salida del tubo absorbedor, el caudal masa y las propiedades del fluido de trabajo.

ηg = - e

Ar $ UL $ FR Tt Aa Ar $ UL $ FR Tt o$e o + e o $ FR $ η0 = - e o$e o + FR $ η0 Ag Ag Gbp Ag Gbp

Para Aa = Ag y siendo: Ar = área del receptor Ag = área global del colector (incluyendo la estructura de soporte) Aa = área de apertura del colector UL = coeficiente global de pérdida de calor FR = factor de extracción de calor Gbp = componente de la irradiación normal en el plano de apertura del colector Por otro lado, Gbp = GDN · cos θi

(W/m2)

La norma ASHRAE 93 especifica los ensayos a realizar para la determinación del rendimiento térmico de los colectores solares, con ángulos de incidencia normales. Durante los ensayos, se efectúa la lectura mínima de 16 puntos (o 4 conjuntos de 4 puntos). La ecuación de ASHRAE 93 para cada punto es: T

ηg =

#T 2 m $ cp $ ^t f, o - t f, ih $ dT 1

T

Aa $ #T 2 G $ dT 1

Siendo: T1 = tiempo de arranque del ensayo

T2 = tiempo final del ensayo



G = radiación en el plano de apertura del colector

En los ensayos típicos se registra cada punto en intervalos de 6 segundos (10 lecturas/minuto) en registradores digitales y el tiempo total del ensayo es como mínimo la constante de tiempo del sistema. Si esta constante de tiempo es de 5 minutos (300 segundos), la ecuación anterior se convierte en: 50

ηg =

/ mn $ ^cph $ ^t f, 0 - t f, ih $ TTn n n

n=1

50

Aa $ / Gn $ TTn

=

n=1

m1 $ ^cph1 $ ^Ttrh1 $ TT1 + fm50 $ ^cph50 $ ^Ttrh50 $ TT50 Aa $ 6^G1 $ TT1 + fG50 $ TT50h@

Y como ΔTn = 6 segundos resulta: 50

mn $ ^cphn $ ^Ttrhn 6 $ 6m1 $ ^cph1 $ ^Ttrh1 + fm50 $ ^cph50 $ ^Ttrh50@ n/ ηg = = =1 50 Aa $ 6^G1 $ TT1 + fG50 $ TT50h@ Aa $ / Gn n=1

Las temperaturas se captan con termopares y el caudal masa multiplicando la lectura de un caudalímetro volumétrico por la densidad del fluido de trabajo. Como ilustración del método figuran a continuación los ensayos realizados en Mangosuthu Technikon de Burbank (Sudáfrica) donde el caudal era de 300 l/h y el área de apertura del espejo de 7,5 m2. Los datos registrados en el ensayo en un colector con tapa de vidrio, el 19 de febrero de 2004 fueron:

A Ensayo

B

C

D

E

F

G

H

I

J

K

Tiempo

tf,i

tf,o

GDN

θi

Gbp

m

cp

mcpΔt

AaGbp

tave

s

ºC

ºC

W/m2

grados

W/m2

kg/s

J/kgK

W

W

(K)

1

6

57,855

66,734

838,094

15,034

809,44

0,08

4.185,63

3.047,47

6.070,78

335,44

2

12

57,894

66,736

838,210

15,028

809,57

0,08

4.185,65

3.034,78

6.071,79

335,47

3

18

57,894

66,720

838,275

15,022

809,66

0,08

4.185,64

3.029,28

6.072,43

335,46

4

24

57,902

66,734

837,320

15,016

808,76

0,08

4.185,65

3.031,35

6.065,68

335,47

5

30

57,889

66,714

836,766

15,010

808,24

0,08

4.185,64

3.028,94

6.061,84

335,45

6

36

57,904

66,754

835,760

15,004

807,30

0,08

4.185,66

3.037,53

6.054,72

335,48

7

42

57,889

66,773

836,224

14,998

807,77

0,08

4.185,66

3.049,20

6.058,25

335,48

8

48

57,887

66,759

837,449

14,992

808,97

0,08

4.185,65

3.045,08

6.067,29

335,47

9

54

57,914

66,757

836,714

14,986

808,29

0,08

4.185,66

3.035,13

6.062,14

335,49

10

60

57,920

66,793

836,779

14,980

808,37

0,08

4.185,68

3.045,44

6.062,78

335,51

11

66

57,924

66,785

836,662

14,974

808,28

0,08

4.185,67

3.041,32

6.062,10

335,50

12

72

57,930

66,816

837,823

14,968

809,42

0,08

4.185,69

3.049,91

6.070,68

335,52

13

78

57,955

66,791

838,404

14,962

810,01

0,08

4.185,69

3.032,75

6.075,06

335,52

14

84

57,951

66,816

838,287

14,956

809,92

0,08

4.185,69

3.042,71

6.074,39

335,53

15

90

57,949

66,834

838,158

14,949

809,82

0,08

4.185,70

3.049,58

6.073,65

335,54

16

96

57,935

66,820

838,171

14,943

809,85

0,08

4.185,69

3.049,57

6.073,91

335,53

17

102

57,947

66,859

838,442

14,937

810,14

0,08

4.185,71

3.058,85

6.076,05

335,55

18

108

57,961

66,879

838,068

14,931

809,80

0,08

4.185,72

3.060,92

6.073,51

335,57

19

114

57,969

66,887

837,488

14,925

809,26

0,08

4.185,73

3.060,92

6.069,47

335,58

20

120

57,978

66,892

837,307

14,919

809,11

0,08

4.185,73

3.059,55

6.068,33

335,59

21

126

57,998

66,916

836,972

14,913

808,81

0,08

4.185,75

3.060,94

6.066,07

335,61

22

132

57,992

66,873

837,204

14,907

809,06

0,08

4.185,73

3.048,22

6.067,92

335,58

23

138

57,988

66,916

836,611

14,901

808,51

0,08

4.185,74

3.064,36

6.063,79

335,60

24

144

57,986

66,912

835,566

14,895

807,52

0,08

4.185,74

3.063,68

6.056,39

335,60

25

150

57,992

66,906

834,883

14,889

806,88

0,08

4.185,74

3.059,56

6.051,60

335,60

26

156

57,994

66,937

834,315

14,882

806,36

0,08

4.185,75

3.069,52

6.047,68

335,62

27

162

58,000

66,935

833,555

14,876

805,65

0,08

4.185,75

3.066,78

6.042,34

335,62

28

168

58,006

66,896

834,255

14,870

806,34

0,08

4.185,74

3.051,32

6.047,58

335,60

29

174

57,986

66,877

834,586

14,864

806,69

0,08

4.185,73

3.051,66

6.050,15

335,58

30

180

57,980

66,908

835,399

14,858

807,50

0,08

4.185,74

3.064,36

6.056,21

335,59

31

186

57,986

66,855

836,224

14,852

808,31

0,08

4.185,72

3.044,10

6.062,36

335,57

32

192

57,984

66,857

834,186

14,846

806,37

0,08

4.185,72

3.045,47

6.047,75

335,57

33

198

57,982

66,840

833,065

14,839

805,31

0,08

4.185,71

3.040,32

6.039,82

335,56

34

204

57,996

66,885

831,685

14,833

804,00

0,08

4.185,73

3.050,97

6.029,98

335,59

35

210

57,976

66,873

830,859

14,827

803,22

0,08

4.185,72

3.053,71

6.024,16

335,57

36

216

57,986

66,869

830,975

14,821

803,36

0,08

4.185,72

3.048,91

6.025,17

335,58

37

222

58,002

66,857

830,189

14,815

802,62

0,08

4.185,73

3.039,30

6.019,64

335,58

38

228

57,990

66,812

831,079

14,809

803,50

0,08

4.185,71

3.027,96

6.026,26

335,55

A Ensayo

B

C

D

E

F

G

H

I

J

K

Tiempo

tf,i

tf,o

GDN

θi

Gbp

m

cp

mcpΔt

AaGbp

tave

s

ºC

ºC

W/m2

grados

W/m2

kg/s

J/kgK

W

W

(K)

39

234

57,994

66,822

830,485

14,802

802,95

0,08

4.185,71

3.030,02

6.022,15

335,56

40

240

57,994

66,814

830,485

14,796

802,97

0,08

4.185,71

3.027,27

6.022,31

335,55

41

246

58,000

66,799

830,640

14,790

803,15

0,08

4.185,71

3.020,06

6.023,60

335,55

42

252

58,004

66,838

830,421

14,784

802,96

0,08

4.185,72

3.032,09

6.022,18

335,57

43

258

57,986

66,892

830,279

14,778

802,84

0,08

4.185,73

3.056,81

6.021,32

335,59

44

264

58,015

66,826

829,428

14,771

802,05

0,08

4.185,72

3.024,19

6.015,34

335,57

45

270

58,000

66,826

828,461

14,765

801,13

0,08

4.185,71

3.029,34

6.008,49

335,56

46

276

58,017

66,855

828,267

14,759

800,97

0,08

4.185,73

3.033,47

6.007,25

335,59

47

282

58,023

66,847

827,700

14,753

800,44

0,08

4.185,73

3.028,66

6.003,30

335,59

48

288

57,996

66,883

826,965

14,747

799,75

0,08

4.185,73

3.050,29

5.998,14

335,59

49

294

57,982

66,916

826,036

14,740

798,88

0,08

4.185,74

3.066,42

5.991,59

335,60

50

300

57,980

66,865

825,598

14,734

798,48

0,08

4.185,72

335,57

Suma total Rendimiento

(ηg)

3.049,59

5.988,58

152.289,58

302.313,97

0,5037

50,37%

Tabla 4.12 Datos de ensayo en un colector con tapa de vidrio el 19 de febrero de 2004 Fuente: Durban (África) Mangosuthu Technikon

Los cálculos de las columnas F, H, I Y J son: Celda F



Gbp = GDN · cos θi

(W/m2)

Celda H cp = 8,15599 · 103 - 2,80627 · 10 · (tave) + 5,11283 · 0,01 · (tave)2 - 2,17582 · 10-13(tave)6 siendo: tave =

t f, i + t f, o 2

+ 273, 16

Y como el rendimiento ηg es la relación entre la energía absorbida por el fluido de trabajo y la energía solar incidente: ηg =

m $ cp $ ^t f, o - tf, ih Aa $ Gbp

=

m $ cp $ Ttr Aa $ Gbp

Las celdas I y J contienen el númerador y denominador de la expresión del rendimiento: Celda I

m · cp · Δt = 0,082 · cp · (tf,o- tf,i)

Celda J

Aa · Gbp = 7,5 · Gbp

El rendimiento resultante es pues del 50,37%.

La orientación del seguidor se realiza mediante fotocélulas separadas por una banda de sombra, de modo que, en caso de movimiento de la banda (desenfoque) la señal de error detectada produce, a través del controlador, una tensión que alimenta el motor de giro en la dirección deseada. Otra función que realiza el sistema es proteger el espejo, cuando la energía captada es excesiva, moviéndolo para que el rayo de sol reflejado se desenfoque del tubo. Y otra función es colocar los espejos en posición de limpieza o mantenimiento.

4.13 Presupuesto

volver

En la tabla 4.13 figura el presupuesto de la planta piloto y el coste en euros/kW.

Ítem Cantidad

Unidad

Componente

Fabricante

Precio unitario (€)

Precio total (€)

Solel o similar

46.800

187.200

1

4

_

Módulo de colectores de espejo parabólico formado por 6 filas de 8 espejos cada una, con una superficie ocupada de 882 m2, incluyendo la estructura de soporte

2 

1

 

Bomba de impulsión del líquido de trabajo (34,2 l/min y 7 bar)

 

1.600

1.600

3 

1

 

Caudalímetro de 2 m3/h, líquido de densidad 1.510 kg/m3

Elion

1.500

1.500

4 

1

 

Controlador digital PI

Honeywell

1.500

1.500

5 

2

 

Transmisor de presión (0 - 20 bar)

Honeywell

1.500

3.000

6 

1

 

Condensador + sistema de refrigeración

SWEP o similar

1.200

1.200

7 

1

 

Tanque de condensado

 

2.500

2.500

8 

2

 

Transmisor de nivel Yokogawa

Yokogawa

1.500

3.000

9 

1

 

Turbina para vapor de fluido orgánico (motor neumático)

IngersollRand

3.100

3.100

10 

1

 

Generador MA-55

Infranor

1.800

1.800

11 

5

_

Sistema de seguimiento solar

 

4.000

20.000

12 

1.867

litros

Fluido orgánico

 

55

102.685

Ítem Cantidad

Unidad

Componente

Fabricante

Precio unitario (€)

Precio total (€)

 13

2

 

Registrador digital videográfico TVMIQX 16 entradas analógicas con exportación de datos

14 

1

 

Inversor cc/ca

 

4.500

4.500

15 

 

 

Total parcial

 

 

342.585

 

 

51.388

 

4.500

9.000

16 

1

 

Instalación, tuberías, accesorios, iluminación, calibración y puesta en marcha (15%)

17 

 

 

Total

 

 

393.973

18 

 

 

Euros/kW

 

 

39.397

Tabla 4.13 Presupuesto aproximado de una planta piloto de 10 kW

Suponiendo, ya que se trata de una planta piloto, que un mes al año se dedica a operaciones de mejora y mantenimiento, el coste de la generación eléctrica en euros/kWh es: Horas de sol anuales = 12,02 horas/día · 30 días/mes · 11 meses = 3.967 horas kWh anuales = 10 kW · 3.967 horas/año = 39.670 kWh/año El Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo modificado por Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero, indica las tarifas y primas para instalaciones de la categoría b: instalaciones que utilicen como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles, biomasa, o cualquier tipo de biocarburante, siempre y cuando su titular no realice actividades de producción en el régimen ordinario. Subgrupo b.1.1. Instalaciones que únicamente utilicen la radiación solar como energía primaria mediante la tecnología fotovoltaica. Subgrupo b.1.2. Instalaciones que utilicen únicamente procesos térmicos para la transformación de la energía solar, como energía primaria, en electricidad. Plazo primeros 25 años - Tarifa regulada c€/kWh 28,4983 A partir de entonces - Tarifa regulada c€/kWh 22,7984 Prima de referencia c€/kWh 26,8717 Límite superior c€/kWh 36,3906 Por la venta de la energía generada:

A partir de entonces 21,4973

Límite inferior c€/kWh

26,8757

Ingresos = Tarifa regulada 0,284983 €/kWh 39.670 kWh/año · 0,284983 €/kWh = 11.305 €/año Gastos 1º año: Costos anuales operación y mantenimiento = 2% de la inversión inicial = 7.879 € Seguros 120 €/kW instalado = 1.200 €/año Alquiler terrenos = 2.000 €/10 kW = 2.000 € Gestión administrativa = 5% de los ingresos = 0,05 · 11.305 = 565 € Ingresos netos 1º año = 11.305 – 7.879 – 1.200 – 2.000 – 565 = - 339 € (son pérdidas que no se consideran) Interés 7% Tiempo 20 años

Capital/kWh = 0,80 + 0,20 = 1 €/kWh Es un precio muy alto del kWh. Si existiera una subvención del Estado, teniendo en cuenta que la planta piloto es la etapa necesaria para llegar a la planta industrial, las cifras mejorarían. Suponiendo una subvención del 40%, resulta: Inversión inicial = 393.973 – (0,4 · 393.973) = 236.384 € Euros/kW = 23.638

Capital/kWh = 0,480 + 0,112 = 0,592 €/kWh Este valor continúa siendo elevado frente a los que se consigue en plantas grandes (0,10 a 0,12 euros/kWh), pero se trata de una planta piloto diseñada desde el punto de vista de obtención de resultados técnicos que puedan incorporarse a la planta industrial, y no desde el punto de vista de rentabilidad.

5

Planta

industrial termosolar

Contenidos

5.1

Introducción

5.2

Plantas

5.3

Torre

5.4

Discos

5.5

Centrales

5.6

Resumen

con colector cilíndrico parabólico

solar

parabólicos

térmicas de viento ascendente

coste kWh e impacto ambiental

Índice

5.1 Introducción

volver

Los tres sistemas a nivel de planta industrial más importantes son: 1 – Colector parabólico que forma parte de las plantas más comunes y cuyo primer emplazamiento fue en el desierto de Mojave en California y que opera desde 1980. El colector de forma parabólica enfoca los rayos del sol sobre un tubo receptor con una relación de concentración de 30 a 100 veces la intensidad de la radiación captada. El colector dispone de un mecanismo de seguimiento de la trayectoria del sol, de modo que asegura el enfoque continuo del sol sobre el tubo. Se alcanza una temperatura del fluido que circula por el interior del tubo que llega a los 400ºC. El fluido circula a través de los tubos acoplados en filas de colectores y transfiere el calor al agua, a través de un intercambiador, que genera vapor de agua sobrecalentado que a su vez alimenta una turbina y un generador para producir electricidad. La planta puede disponer de un sistema de acumulación de calor o bien de centrales clásicas de combustible fósil que le permiten continuar alimentando la red eléctrica en los periodos nublados o por la noche. Estas plantas tienen potencias que oscilan de 14 a 80 MW. 2 – Disco solar que emplea un sistema de seguimiento del sol y concentra la energía solar en el foco del disco con una relación de 2.000 veces la intensidad de radiación del sol. Gracias a ello consigue una temperatura del fluido de trabajo de 750ºC. El motor Stirling situado en el foco del disco convierte el calor en potencia mecánica mediante una turbina y un generador o bien actúa sobre un pistón para producir trabajo mecánico. Su potencia es baja del orden de 10 a 50 kW. Se están desarrollando nuevos modelos. 3 – Torre solar que dispone de múltiples espejos rotativos, de cientos a miles, que enfocan los rayos del sol en un receptor situado en lo alto de una torre. El sistema permite concentrar una energía 1.500 veces mayor que la radiación solar. El fluido puede ser agua/vapor de 10 a 20 MW que fue usado por los primeros sistemas comerciales, sal fundida de 17 MW y aire de 1,5 MW cuya planta precomercial está actualmente en construcción.

Las temperaturas que se alcanzan son de 550ºC (sal fundida), 750ºC (Na/Sn) y 1.000ºC (aire).

5.2 Plantas

con colector cilíndrico parabólico

volver

5.2.1 Introducción En la figura 5.1 se representa una planta industrial típica de generación de 50 megavatios. Dispone de un acumulador de calor (depósitos de sal) que acciona las turbinas de vapor cuando es de noche o el cielo está muy nuboso. El sol calienta el fluido de trabajo que circula por tubos y a través de un intercambiador de calor calienta agua hasta la ebullición en una caldera de vapor que acciona una turbina, la que a su vez, excita un generador para producir la corriente eléctrica que es inyectada a la red.

recalentador solar

campo solar

calentador opcional

subestación turbina de vapor

caldera opcional

condensador

fuel

almacén térmico (opcional)

fuel

generador de vapor precalentador solar

desgasificador

recalentador solar

recalentador de baja presión

tanque de expansión

Fig. 5.1 Planta industrial típica de generación de potencias del orden 50 MW Fuente: Andasol

5.2.2 Receptores

cilíndrico parabólicos y espejos lineales

Fresnel

El colector cilíndrico parabólico utiliza un espejo de forma cilíndrico parabólica para concentrar los rayos del sol en un tubo absorbedor. Los espejos lineales Fresnel son un conjunto de espejos planos con un ángulo de giro tal que enfocan la radiación solar incidente sobre un tubo que transporta el fluido de trabajo.

COLECTOR

ESPEJOS FRESNEL

CILÍNDRICO PARABÓLICO

Fig. 5.2 Colector cilíndrico parabólico y espejos Fresnel. Fuente: Robert Pitz-Paal, DLR

Las diferencias principales entre los dos sistemas pueden verse en la tabla 5.1. Cilíndrico parabólico

Espejos Fresnel lineales

Vidrio curvado

Vidrio plano

Apertura limitado por el viento de la zona

Gran apertura

Tubo absorbedor móvil

Tubo absorbedor fijo

Tubo absorbedor con una parte interna al vacío

Tubo absorbedor sin vacío

Rendimiento óptico más alto

Rendimiento óptico más bajo

Potencia más constante

Pico de potencia a mediodía

Peor factor de uso del terreno

Buen uso del terreno

Probado comercialmente

En estado experimental

Tabla 5.1 Comparación entre los sistemas cilíndrico parabólicos y Fresnel Fuente: Robert Pitz-Paal, DLR

Los materiales que se necesitan para construir la superficie del espejo en los colectores cilíndrico parabólicos son: Acero 25 kg/m2 Cemento 10 kg/ m2

Vidrio 1 m2/m Cobre 100 g/ m2

Con una superficie de 3 m2 puede captarse 1 MWh/año. Una comparación gráfica entre el colector cilíndrico parabólico y el Fresnel lineal puede verse en la figura 5.3.

70% 64% 64% 60%

56%

Fresnel lineal Cilíndrico parabólico

50% 43% 40% 30%

26%

20%

15%

10% 0%

12% 4% 3%

pérdidas ópticas

pérdidas pérdidas térmicas en el arranque

2% 2% factor sombra mínimo

9% 9% 5%

factor sombra máximo

bloque de potencia

pérdidas parásitas

Fig. 5.3 Comparación entre el colector cilíndrico parabólico y el Fresnel lineal Fuente: Robert Pitz-Paal, DLR hoja de aislamiento reflector secundario tubo receptor hoja de vidrio

Fig. 5.4 Base de funcionamiento del colector Fresnel. Fuente: Robert Pitz-Paal, DLR

Fig. 5.5 Efecto sombra en los colectores cilíndrico parabólico y Fresnel lineal Fuente: Robert Pitz-Paal, DLR

5.2.3 Superficie

de reflexión de los espejos

Es importante que la superficie de reflexión de los espejos sea lo más exacta posible. La deflectometría es un método que permite una medida exacta y rápida de la forma del espejo y asegura así la calidad del colector. Existen dos métodos: A - Deflectometría

del panel del espejo

1. Proyección de una forma conocida en un plano. 2. Fotografía de la forma distorsionada reflejada por el espejo. 3. Cálculo del error de la pendiente de la superficie del espejo mediante vectores de alta exactitud (1.000 x 1.000 pixel) y medida muy exacta (< 0,5 mrad). proyección proyector

cámara superficie del espejo

Fig. 5.6 Reflectometría del espejo cilíndrico parabólico. Fuente: Robert Pitz-Paal, DLR

B – Deflectometría

en campo

Reflexión del tubo absorbedor lo que permite una aplicación sencilla y rápida en campos de colectores parabólicos existentes, aunque con una menor exactitud. Existen bancos de ensayo de los receptores cilíndrico parabólicos que miden las pérdidas térmicas, el rendimiento óptico y el rendimiento total a temperaturas elevadas mediante la circulación del fluido a través del tubo absorbedor y el uso de lámparas de arco de vapor metálico con espectro semejante al del sol. Disponen de sensores que se fijan en la tubería y que miden la temperatura, el caudal y el ángulo de inclinación de la tubería.

pérdidas térmicas en W/m

500 400

margen de pérdidas pasadas registradas

300 200 100 0

receptor 0

100

200

300

400

500

diferencia de temperaturas con el entorno (K)

LABORATORIOS

EN LA PLATAFORMA SOLAR DE

LABORATORIOS

EN

ALMERÍA (CIEMAT)

COLONIA, ALEMANIA

Fig. 5.7 Ensayos en campo. Fuente: QUARZ Center

5.2.4 Tubo

absorbedor

El tubo receptor es de acero y tiene un revestimiento con una tasa de absorción de alrededor del 95%. A una temperatura de aproximadamente 400ºC, sólo se emite un máximo de 14% del calor total. El punto más crítico del tubo es la unión entre el absorbedor y el tubo de vidrio solar que mantiene el vacío. Las diferencias en la expansión térmica del tubo de

acero y la envoltura del tubo de cristal se compensan con fuelles de metal. Además el tubo es de borosilicato que presenta el mismo coeficiente de expansión que el metal. En la figura 5.8 puede verse una sección del tubo absorbedor. La radiación solar calienta el fluido de trabajo que circula por el interior del tubo de acero y que dependiendo de las características del fluido puede alcanzar los 720 K (447ºC), si bien esta temperatura está limitada por la temperatura de cracking (rotura) del aceite (fluido). Rodeando el tubo de acero hay un recubrimiento de material absorbente del calor y rodeando a este, un tubo de vidrio donde se ha hecho el vacío, para limitar la emisión térmica del fluido caliente al exterior. recubrimiento absorbente

vidrio

T = 720 K (447ºC)

radiación solar concentrada

pérdidas térmicas W/m2

120 100

tobera de vacío

junta vidrio-metal

(vacío)

(vacío)

Acero

absorbedor tubo absorbedor de hidrógeno de acero fuelle envoltura de vidrio

LUS-2 radiación directa 850 W/m2 velocidad del vento 3 m/s

80 60

modelo analítico resultados experimentales

40 20 0 100

150

200 250 300 350 temperatura del aceite sobre el ambiente, ºC

400

450

Fig. 5.8 Tubo absorbedor. Fuente: Nicholas Sergeant et all-Universidad de Stanford

Un absorbedor de vacío (esponja) se encuentra en el interior del tubo y detecta y absorbe hidrógeno para mantener el vacío dentro del anillo. El hidrógeno puede difundirse a altas temperaturas a través del tubo de acero inoxidable dentro del anillo de vidrio, dando lugar a una pérdida parásita de calor por conducción.

5.2.5 Acumulador

de calor

El acumulador de la energía generada por el sol durante el día permite que la central pueda continuar alimentando con electricidad la red cuando está nublado o durante la noche.

Los sistemas de acumulación utilizan aceite dentro de hormigón, sal fundida o aire/sólidos en un lecho fluidizado que pueden alcanzar temperaturas de 100 a 1.000ºC. bomba de sal

receptor aire ambiente intercambiador de calor aire-arena

radiación solar del campo de heliostatos tanque de caliente

tanque de sal colector de inversión

tanque de frío torre

cimientos

turbina lecho fluidizado de refrigeración

2 tanques de almacenamiento: Ø = 36 m h = 14 m 28.500 tm sales fundidas 7,5 h almacenamiento a 50 MW

Fig. 5.9 Acumulador de calor. Fuente: Solar Millennium ACS, Granada Comparación planta de 50 MW sin y con almacenamiento de 6 horas de energía Tamaño del almacenamiento

Almacenamiento 0 h Almacenamiento 6 h

Campo solar, m2

300.800

458.720

0

7

25%

40,60%

132.619

203.860

Costes de operación y mantenimiento, €/kWh

0,0283

0,0203

Coste energía, €/kWh

0,1223

0,1095

Tamaño del intercambiador de calor (logaritmo diferencia media de temperaturas), ºC Factor de capacidad Coste del capital, € · 1.000

Rendimiento anual Radiación solar normal directa

1

1

Tamaño del almacenamiento

Almacenamiento 0 h Almacenamiento 6 h

Ángulo de incidencia (seguimiento 1 eje)

0,873

0,873

0,99

0,99

Rendimiento óptico del campo solar

0,694

0,694

Pérdidas térmicas del receptor (24 h)

0,795

0,794

Pérdidas térmicas en los tubos (24 h)

0,966

0,966

Sin operación, bajo aislamiento

0,998

0,998

Almacenamiento total

ND

0,944

Pérdidas térmicas en almacenamiento

ND

0,993

Arranque de la turbina

0,961

0,983

Mayor potencia con almacenamiento

0,911

0,999

Inferior al mínimo de la turbina

0,991

1

Rendimiento de la central de vapor

0,379

0,375

Rendimientos parásitos

0,871

0,884

0,94

0,94

12,40%

13,20%

Disponibilidad del campo solar

Disponibilidad de la planta Rendimiento anual solar-eléctrico

Tabla 5.2 Planta de 50 MW sin y con un acumulador de calor de 6 horas Fuente: NREL Simulador colectores cilíndrico parabólicos

En la figura 5.10 pueden verse los costes normalizados de energía ($/kWh) en plantas industriales con y sin acumulación de energía. 0,13

costes de energía normalizados $/kWh

0,12 0,11 0,10 sin acumulador térmico

0,9 0,8 0,7 0,6

acumulador térmico de 12 horas 0,5 0 2004 SunLab

2006

2008

2010

eficiencia S&L

2012

2014 año

2016

2018

eficiencia S&L, SunLab

2020 S&L sin acumulador

Fig. 5.10 Costes normalizados de energía en plantas termosolares industriales Fuente: NREL – Sargent &Lundy

5.2.6 Características

generales de los colectores

En las tablas 5.3 y 5.4 pueden verse las características de los colectores y el rendimiento anual solar-eléctrico de la central. Área terreno/ módulo (m2)

1.000

Sistema de autolimpieza con agua (bombas, filtros y tuberías)

1

Dimensiones externas (m)

49 x 1,3

Capacidad fluido de transferencia de calor (litros)

100

Separación entre filas (m)

3

Peso segmento (kg/m)

300

Nº de filas/módulo

6

Temperatura ambiente de trabajo (ºC)

-10 a 50

Nº de colectores de 24 m/fila

2

Velocidad máxima del viento (Colector fijo) (m/s)

44

Área de cada fila (m2)

53,3

Velocidad máxima del viento (Colector con seguimiento del sol) (m/s)

20

Módulos de 320 m2/matriz

10

Vida útil en condiciones normales de trabajo 25 (años)

Tabla 5.3 Módulos de colectores cilíndrico parabólicos. Fuente: SOLEL

Término largo Colector 400

Término medio Colector 150

Término actual Colector 100

Término largo Colector 400

Término medio

SEGS VI - Planta de referencia en California (30 MW 188.000 m2)

Colector 150

Base

Sargent & Lundy

Colector 100

Componente

Término actual

SunLab

Año en servicio

1989

2004

2010

2020

2004

2010

2020

Rendimiento óptico del colector cilíndrico parabólico

0,533

0,567

0,598

0,602

0,567

0,57

0,57

Pérdidas receptor térmico

0,729

0,86

0,852

0,853

0,843

0,81

0,81

Pérdidas de calor en la tubería

0,961

0,965

0,967

0,968

0,965

0,967

0,968

No disponible

0,991

0,996

0,996

0,991

0,996

0,996

Rendimiento Planta de Potencia (EPGS)

0,35

0,37

0,4

0,4

0,37

0,4

0,4

Carga parásita eléctrica

0,827

0,884

0,922

0,928

0,884

0,922

0,928

Disponibilidad de la planta de potencia

0,98

0,94

0,94

0,94

0,94

0,94

0,94

Rendimiento anual solareléctrico

10,6

14,3

17,0

17,3

14,1

15,4

15,5

Proyecto

Pérdidas tanque almacenamiento térmico

Tabla 5.4 Rendimiento componentes colectores parabólicos Fuente: NREL - Sunlab y Sargent & Lundy SEGS = Solar Electric Generating System (Planta solar de generación de electricidad)

Fig. 5.11 Conjunto colector cilíndrico parabólico comercial. Fuente: SOLEL

5.2.7 Superficie

del campo solar

Puede estimarse por la expresión:

Por ejemplo, 50.000 kW con un factor de capacidad del 25%, con un rendimiento anual del 13% y una radiación anual de 1.500 kWh/m2: área colector =

5.2.8 Turbina

50.000 $ 0, 25 $ 8.760 = 561.538 m2 0, 13 $ 1.500

y generador

El fluido de trabajo calentado en los colectores cilíndrico parabólicos pasa por un intercambiador de calor transfiriendo su calor al agua de una caldera de vapor, que alimenta una turbina convencional de vapor y un generador para producir electricidad. El fluido de trabajo se enfría y es recirculado de nuevo por el campo solar para acumular calor y volver al intercambiador del agua de la caldera de vapor.

vapor de alta presión

fuel

humos generador de turbina de vapor

generador de turbina de gas

recuperador de calor

con

den sad

or

campo solar desaireador

bomba

bomba tanque de expansión

generador solar de vapor

agua alimentación

vapor recalentado de baja presión

TURBINA

Fig. 5.12 Turbina de vapor y generador. Fuente: SST-700DRH Siemens

5.2.9 Fluido

de trabajo

En el prototipo de 1 kW y en la planta piloto de 10 kW se ha utilizado el fluido HFE-7100 de 3 M por las ventajas de un bajo punto de ebullición y una temperatura crítica de lo que permite una conversión directa de calor del fluido en energía en la turbina. En las plantas industriales las temperaturas son más elevadas, de modo que se utiliza un intercambiador que convierte el calor del fluido líquido en vapor de agua de una caldera para accionar el conjunto turbina-generador. En la tabla 5.5 se encuentran algunos de los fluidos utilizados y una hoja de seguridad de manejo del Paratherm (fluido de transferencia térmica).

Variable

Therminol-VP1- Solutia 1999

Syltherm 800 - Dow 2001

Densidad (kg/m3)

ρ = 978,126 – 0,0128 · T + 0,00174 · T2

ρ = 912,121 – 0,479 · T + + 0,00108 · T2

Viscosidad kg/m-s (cP)

μ = 8,59 · (-4) – 3,15 · (-6) · T + 3,42 · (-9) · T2

μ = 0,0033 – 1,5 · (-5) · T + + 1,84 · (-8) · T2

Calor específico (kJ/kgºK)

Cp = 1,877 + 0,000203 · T + 4,17 (-6) · T2

Cp = 1,574571 + 0,001706 · T

Conductividad térmica (W/mºC)

K = 0,137 – 8,00 · e^(-5) · T – 1,80 · (-7) · T2

K = 0,139 – 0,00019 · T

Tabla 5.5 Características del fluido de trabajo Fuente: Tesis optimización campo solar Robert W. Bialobrzeski Rango de operación -120 a 450°F (-85 a 230°C) Apariencia

Líquido claro, blanco-agua líquido

Composición

Hidrocarburos sintéticos

Color (ASTM D-156)

30

Contenido de humedad, máximo

80 ppm

Punto de inflamabilidad (Pensky-Martens)

59°C (138°F)

Punto de combustión (ASTM D-92)

71°C (160°F)

Temperatura de autoignición (ASTM E-659)

247°C (477°F)

Viscosidad cinemática, a -58ºF (-50°C)

14,8 cSt

Viscosidad cinemática, a 104ºF (40°C)

1,23 cSt

Viscosidad cinemática, a 212ºF (100°C)

0,65 cSt

Densidad a 76,9ºF (25°C)

756 kg/m3 (6,31 lb/gal)

Peso específico (60°F/60°F)

0,763

Coeficiente de dilatación térmica a 100°C

0,001116/°C (0,00062/°F)

Peso molecular promedio

162

Punto de fluidez

<-100°C (-148°F)

Capacidad de bombeo, a 2.000 mm /s (cSt)

-94°C (-137°F)

Capacidad de bombeo, a 300 mm2/s (cSt)

-82°C (-116°F)

Temperaturas mínimas para

 

2

Flujo turbulento totalmente desarrollado (Re = 10.000) 10 pie/s (3,05 m/s), 25,4 mm tubo

37°C (-35°F)

20 pie/s (6,1 m/s), 25,4 mm tubo

51°C (-59°F)

Flujo de región de transición (Re = 2.000)

3,05 m/s (10 pie/s), 25,4 mm tubo

64°C (-82°F)

6,1 m/s (20 pie/s), 25,4 mm tubo

71°C (-96°F)

Punto normal de ebullición

192°C (378°F)

Calor de vaporización al máximo a 177 kJ/kg

198 kJ/kg (85,2 Btu/lb)

Temperatura máxima de uso 230°C

230°C (450°F)

Intervalo óptimo de uso

-45 a 230°C (-50 a 450°F)

Temperatura máxima de película

245°C (475°F)

Temperatura pseudocrítica

360°C (680°F)

Presión pseudocrítica

16,2 bar (235 psi)

Densidad pseudocrítica

229 kg/m3 (14,1 lb/pie3)

Tabla 5.6 Therminol® D-12 fluido de transferencia térmica Temperatura de trabajo 0 a 345°C (30 a 650°F) Apariencia 

Líquido amarillo claro

Composición 

Terfenilo modificado

Contenido de humedad

150 ppm

Punto de inflamación (ASTM D-92)

184°C (363°F)

Punto de ebullición (ASTM D-92) 

212°C (414°F)

Temperatura de auto ignición (ASTM E-659)

374°C (705°F)

Viscosidad Cinemática, a 40°C

29,6 mm2/s (cSt)

Viscosidad Cinemática, a 100°C 

3,8 mm2/s (cSt)

Densidad a 25°C 

1.005 kg/m3 (8,39 lb/gal)

Gravedad específica (60°C/60°C) 

1.012

Coeficiente de expansión térmica a 200°C 

0,000819/°C  (0,000455/°F)

Peso molecular medio 

252

Punto de solidificación

-32°C (-25°F)

Capacidad de bombeamiento a 2.000 mm2/s (cSt) 

-3°C (27°F)

Capacidad de bombeamiento a 300 mm2/s (cSt)

11°C (52°F)

Tabla 5.7 Therminol® 66 Fluido de tranferencia térmica

Apariencia

Clara, líquido color de agua 

Composición 

Mezcla eutéctica: 26,5% binefil y 73,5% óxido de difenila 

Punto de cristalización

12°C (54 °F) 

Humedad

300 ppm 

Punto de Fulgor (ASTM D-92)

124°C (255°F) 

Punto de ebullición (ASTM D-92) 

127°C (260°F) 

Temperatura de auto ignición (ASTM D-2155)

621°C (1.150°F) 

Viscosidad cinemática, a 40°C

2,48 mm2/s (cSt) 

Viscosidad cinemática, a 100°C 

0,99 mm2/s (cSt) 

Densidad a 25°C 

1.060 kg/m3 (8,85 lb/gal) 

Gravedad específica (60°F/60°F)

1.069

Coeficiente de expansión térmica a 200°C 

0,000979/°C  (0,000544/°F)

Volumen de contracción al congelarse  

6,27%

Volumen de expansión al descongelarse 

6,69%

Resistividad específica a 20°C

6,4 · 1011 ohm-cm

Peso molecular medio  

166

Calor de fusión

97,3 kJ/kg (41,8 Btu/lb) 

Punto de ebullición 

257°C (495°F)

Calor de vaporización a 400°C 

206 kJ/kg (88,7 Btu/lb)

Temperatura máxima de utilización

400°C 

Tabla 5.8 Propiedades del fluido Therminol VP-1 Aparencia

Líquido incoloro e inodoro

Composición 

Aceite mineral blanco, USP/NF

Punto de inflamación (ASTM D-92)

199°C (390°F)

Punto de ebullición (ASTM D-92)

232°C (450°F)

Temperatura de autoignición (ASTM E-659)

346°C (655°F)

Viscosidad cinemática, a 40°C

23,7 mm2/s (cSt)

Viscosidad cinemática, a 100°C

4,06 mm2/s (cSt)

Densidad a 25°C

875 kg/m3 (7,30 lb/gal)

Gravedad específica (60°F/60°F)

0,882

Coeficiente de expansión térmica a 200°C

0,000892/°C (0,000495/°F)

Peso molecular medio

350

Punto de ebullición

-29°C (-20°F)

Capacidad de bombeamiento a 2.000 mm2/s (cSt)

-20°C (-4°F)

Capacidad de bombeamiento a 300 mm /s (cSt)

-1°C (30°F)

2

Flujo turbulento totalmente desarrollado (Re = 10.000) 10 pie/s, 1-en tubo

72°C (162°F)

20 pie/s, 1-en tubo

51°C (123°F)

Flujo de región de transición (Re = 2.000) 10 pie/s, 1-en tubo

30°C (85°F)

20 pie/s, 1-en tubo

17°C (63°F)

Punto de ebullición, 10%

332°C (630°F)

Punto de ebullición, 90%

416°C (780°F)

Punto normal de ebullición

358°C (676°F)

Calor de vaporización al máximo 315°C

214 kJ/kg (91,9 Btu/lb)

Intervalo óptimo de uso

-20 a 315°C (0 a 600°F)

Temperatura máxima de película

330°C (625°F)

Temperatura pseudocrítica

542°C (1.007°F)

Presión pseudocrítica

15,2 bar (220 psia)

Densidad pseudocrítica

280 kg/m3 (17,5 lb/pie3) Tabla 5.9 Propiedades Therminol XP Color claro a amarillo suave

Propiedades

Unidades SI

Unidades inglesas

-35 a 330ºC

-30 a 625ºF

Punto de ebullición

267ºC

513ºF

Punto de inflamación

120ºC

249ºF

Temperatura de ignición

124ºC

255ºF

Temperatura de autoignición

412ºC

773ºF

295 W/m2K

563 (Btu/hr ft2 ºF)

 

 

Límite superior, 5,5% volumen en aire

190ºC

375ºF

Límite inferior, 0,55% volumen en aire

135ºC

275ºF

Temperatura crítica estimada

489ºC

912ºF

Presión crítica estimada

24 bar

23,7 atm

3.258 l/kg

0,0522 ft3/lb

Rango de temperaturas

Coeficiente pelicular, W/m2K (Btu/hr ft2 ºF) Limites de inflamabilidad del vapor en el aire

Volumen crítico estimado Peso molecular (medio)

190 pm

Tabla 5.10 Dowtherm Q (mezcla de difeniletano y aromáticos alkilados)

Color claro a líquido incoloro Propiedades

Unidades SI

Unidades inglesas

-35 a 330ºC

-30 a 625ºF

Punto de ebullición

353ºC

667ºF

Punto de inflamación

194ºC

381ºF

Temperatura de ignición

206ºC

403ºF

Temperatura de autoignición

385ºC

725ºF

1.025,8 kg/m3

8,55 lb/gal

575ºC

1.066ºF

20,4 bar

20,7 bar

3.446 l/kg

0,0522 ft3/lb

236,4

 

40.194 kJ/kg

17.251 Btu/lb

Rango de temperaturas

Densidad a 25ºC (77ºF) Temperatura crítica estimada Presión crítica estimada Volumen crítico estimado Peso molecular (medio) Calor de combustión

Tabla 5.11 Dowtherm RP (diaril alkilado) Color amarillo claro a oscuro (uso prolongado) Propiedades

Unidades SI

Unidades inglesas

Viscosidad a 25ºC (77ºF)

9,1 mPa · s

9,1 cps

Rango de temperaturas

-35 a 330ºC

-30 a 625ºF

Punto de ebullición

353ºC

667ºF

Punto de inflamación (copa cerrada)

160ºC

320ºF

Punto de inflamación (copa abierta)

177ºC

350ºF

Temperatura de ignición

193ºC

380ºF

Temperatura de autoignición

385ºC

725ºF

936 kg/m3

7,8 lb/gal

0,03

 

-60ºC

-76ºF

0,93

 

28.659 kJ/kg

12.300 Btu/lb

367ºC

692ºF

Presión crítica estimada

10,9 bar

10,8 bar

Volumen crítico estimado

3,22 l/kg

0,0515 ft3/lb

Densidad a 25ºC (77ºF) Número de ácido Punto de congelación Peso específico a 25ºC (77ºF) Calor de combustión Temperatura crítica estimada

Tabla 5.12 Dowtherm Sysltherm 800 (dimetil polysiloxano)

Propiedades a 25ºC (u otras temperaturas)

Therminol VP-1

Hitec XL

Líquido iónico

120º

<25ºC

Punto de congelación (cristalización)

13 °C  

Temperatura máxima aplicable

400ºC

>500ºC

400

815 (300ºC)

1.992 (300ºC)

1.400

2.319 (300ºC)

1.447 (300ºC)

2.500

> 1 atm por encima de los 200ºC

Nil

Nil

1,9 (300ºC)

2,9 (300ºC)

3,5

0,098479 (304ºC)

0,519 (300ºC)

Tbd

0,2 (300ºC)

6,27 (300ºC)

Tbd

3,96

1,19

4,57

Coste de capacidad calorífica ($K/Mbtu) - Temperatura de entrada del campo solar T = 300ºC

 

 

 

T100

17

8,8

19,28

T125

_

7,4

15,42

T150

_

5,9

12,83

Densidad (kg/m3)  Capacidad calorífica específica (J/kg K) Presión del vapor Densidad de almacenamiento (MJ/m3 K) Conductividad térmica k (W/mK) Viscosidad (Cp) Coste ($/kg)

Tabla 5.13 Propiedades del fluido Therminol VP-1, Hitec y Octilmetilimidazolium Tetrafluoroborato (omimBF4) Fluido de Transferencia Térmica de GAMA ALTA PROPIEDADES TÍPICAS* Propiedades físicas Materia prima básica

Hidrocarburo Parafínico (Corte Simple/Sencillo)

Apariencia

Transparente, Amarillo Pálido

Olor

Débil (aceitoso)

Alcance óptimo de uso

66 a 316°C (150 a 600°F)

Punto de inflamación (coc) ASTM D-92

227°C (440°F)

Punto de combustión (coc) ASTM D-92

260°C (500°F)

Punto de ebullición atmosférica, 10% fracción, ASTM D-1160 

415°C (779°F)

Presión de vapor, psi a: 149°C - 300°F

0,00039

177°C - 350°F

0,00193

204°C - 400°F

0,0097

232°C - 450°F

0,0387

260°C - 500°F

0,1350

288°C - 550°F

0,3870

315°C - 600°F

0,8700

Coeficiente de expansión térmica**

0,000592/ °F 0,001066/ °C

Calor de vaporización (calculado)

179 kJ/kg (77,19 BTU/lb)

Calor de combustión

45473 kJ/kg (19,550 BTU/lb)

Gravedad API ASTM D-287

31,7

Gravedad específica a 15°C ASTM D-1298

0,8651

Densidad, lb/gal a 16°C (60°F)

7,22

Viscocidad: cSt a 40°C ASTM D-445

40,25

Punto de fluidez (punto de cristal) ASTM D-97

-15°C (5°F )

Capacidad de bombeo: Centrífuga a 2,000 cp

-7°C (20°F)

Color ASTM D-1.500

1,0

Peso Molecular ASTM D-2.502

445 g/mole

Corrosión (3 h Cu Strip a 100°C) ASTM D-130

1A

Azufre Total (Masa%) J-140

0,002

Número Ácido total (T.A.N.) ASTM D-664

0,01

Propiedades eléctricas Rigidez Dieléctrica a 20°C, nominal

>30 kV/cm Propiedades ópticas

Índice de Refracción ASTM D-1747

14.722

*Estos son valores típicos de laboratorio y no se garantizan para todas las muestras **Nota: La práctica normal es medir el tanque de expansión, que de 1/4 a 1/3 está lleno, cuando el sistema está frío y 2/3 a 3/4 lleno cuando el sistema está a su máxima temperatura de operación

Tabla 5.14 Paratherm HE

Hoja de Seguridad Paratherm Corporation HE® Fluido de Transferencia Térmica I. IDENTIFICACIÓN DEL PRODUCTO Nombre Comercial del Producto: Paratherm HE® Nombre del Fabricante: Paratherm Corporation Dirección: 1050 Colwell Conshohocken, PA 19428 USA

NÚMERO CAS: 64741-88-4

Fecha de Revisión: Febrero 1, 2004

Estado Inventario TSCA: Incluido

Teléfono de emergencia: 610-941-4900

NFPA Identificación de Riesgo

Chemtrec (USA): 800-424-9300

Grado de Riesgo

Niveles

Chemtrec (fuera de USA): 703-527-3887

Salud: 0

0 Mínimo

Incendio: 1

1 Ligero

Reactividad: 0

2 Moderado 3 Alto 4 Extremo

II. INGREDIENTES Nombre del Peligro en Número CAS componente mezclas Hidrocarburo Parafínico

64741-88-4

Ninguno

Porcentaje mín. - máx.

Límites de Exposición

Unidades

100.00

OSHA PEL ACGIH TLV

No establecidas No establecidas

III. INFORMACIÓN DE EFECTOS EN LA SALUD

EFECTOS AGUDOS CONTACTO VISUAL Paratherm HE® puede causar una mínima irritación. CONTACTO CON LA PIEL Paratherm HE® puede causar mínima irritación por contactos repetidos o prolongados. En la escala Draize de 8 puntos, para productos similares, HE® se ubica en 0,3. En cuanto a la medida Dermal LD50 para productos similares, en conejos es mayor de 5.000 mg/kg. INHALACIÓN Paratherm HE® tiene una baja presión de vapor y no se espera que presente peligro al ser inhalado en condiciones ambiente. INGESTIÓN La ingestión no es tóxica a menos que ocurra aspiración. En productos similares el LD50 en ratas es superior a 25 g/kg. EFECTOS CRÓNICOS Tos y fatiga son los síntomas más comunes. La aspiración continua puede producir neumonía química, la cual se caracteriza por edema pulmonar y hemorragia y

puede llegar a ser fatal. Las señales de complicación pulmonar incluyen aumentos en la tasa respiratoria y ritmo cardíaco, color azuloso de la piel. En el momento de la aspiración se observa tos, ahogo y nauseas. De existir mayor cantidad de aspiraciones, pueden desarrollarse molestias gastrointestinales seguidas por vómitos. CARCINOGENIDAD NTP: No IARC: No OSHA: No IV. PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIA Y PRIMEROS AUXILIOS CONTACTO VISUAL Enjuague inmediatamente los ojos con mucha agua durante al menos 15 minutos. Si el fluido está caliente, lleve a la víctima de inmediato al hospital para ser tratada por quemaduras térmicas. CONTACTO CON LA PIEL Quite la ropa contaminada. Si el fluido está caliente se debe sumergir el área lesionada en agua fría. Si la víctima presenta quemaduras severas, llévela inmediatamente al hospital. Lave posteriormente toda la ropa hasta que no presente olor alguno. INHALACIÓN Paratherm HE® tiene una presión de vapor baja, por lo que su inhalación no debe representar peligro alguno. Si se genera vapor o vaho cuando el fluido se calienta o se maneja, retire a la víctima de ese contacto. Si la respiración se detiene o es irregular, bríndele respiración artificial y suministre oxígeno, si está disponible. Si la víctima está inconsciente, llévela a tomar aire fresco y busque atención médica de inmediato. No use oxígeno comprimido en atmósferas de hidrocarburo. INGESTIÓN Puede actuar como laxante. No induzca vómito pues puede provocar una posible aspiración. Si el vómito ocurre, baje la cabeza de la víctima hasta las rodillas para evitar la aspiración y busque atención médica inmediata. Pequeñas cantidades que hayan entrado accidentalmente a la boca pueden ser enjuagadas hasta que se haya ido el sabor. V. INFORMACIÓN PARA LA PROTECCIÓN DE LA SALUD PERSONAL PROTECCIÓN DE LOS OJOS No se requiere protección para los ojos en condiciones de uso normal. Pero si al

manejar el fluido observa que éste puede salpicar los ojos, utilice un protector plástico facial o anteojos de seguridad. PROTECCIÓN DE LA PIEL No se requiere protección para la piel durante exposiciones cortas. Para exposiciones prolongadas o repetidas use ropa impermeable de caucho sintético (botas, guantes, delantales, etc.) en las partes del cuerpo que tengan exposición. Si el producto a manejar está caliente, use ropa protectora aislante (botas, guantes, delantales, etc.) PROTECCIÓN RESPIRATORIA No se requiere protección respiratoria bajo condiciones de uso normal. Si se genera vapor o vaho cuando el producto es calentado o manejado, use un equipo de respiración contra vapores orgánicos, con un filtro para polvo y vapores. Todos los equipos de respiración deben ser certificados de acuerdo a las normas NIOSH. No use oxígeno comprimido en atmósferas de hidrocarburo. VENTILACIÓN Si se genera vapor o vaho cuando el producto es calentado o manejado, se debe proveer ventilación adecuada, de acuerdo con las buenas prácticas de la ingeniería, para así mantener concentraciones por debajo de los límites de exposición o inflamación. OTRA PROTECCIÓN Se debe evitar el consumo de alimentos y bebidas en áreas de trabajo donde hay presencia de hidrocarburos. Recuerde siempre lavarse las manos y la cara con agua y jabón, antes de comer, beber o fumar. VI. INFORMACIÓN PARA LA PROTECCIÓN DE INCENDIOS PUNTO DE INFLAMACIÓN 440°F (227°C) MÉTODO DE PRUEBA (COC) PUNTO DE COMBUSTIÓN 500°F (260°C) MÉTODO DE PRUEBA (COC) TEMPERATURA DE AUTOIGNICIÓN 700°F (371°C) MÉTODO DE PRUEBA ASTM D-2155 LÍMITES DE INFLAMABILIDAD EN EL AIRE (% POR VOLUMEN) LÍMITE INFERIOR: No hay datos LÍMITE SUPERIOR: No hay datos MÉTODOS DE EXTINCIÓN Usar químico seco, espuma, aspersión de agua o bióxido de carbono. PROCEDIMIENTOS ESPECIALES PARA COMBATIR EL FUEGO El agua puede ser ineficiente, pero puede usarse para enfriar los envases expuestos al calor o a la llama. Se deben tomar precauciones al utilizar agua o espuma, ya

que puede generarse un exceso de espuma, especialmente si está rociada en los envases de producto caliente o en combustión. Si está conteniendo el fuego en un lugar cerrado, use aparatos de respiración autónoma. CONDICIONES INUSUALES DE EXPLOSIÓN O INCENDIO La combustión del producto puede generar humo denso. Como productos de la combustión se puede generar monóxido de carbono, bióxido de carbono, y otros óxidos. VII. DATOS DE REACTIVIDAD ESTABILIDAD (TÉRMICA, A LA LUZ, ETC.) Estable CONDICIONES A EVITAR Ninguna POLIMERIZACIÓN PELIGROSA No deberá ocurrir INCOMPATIBILIDAD (MATERIALES A EVITAR) Puede reaccionar con agentes fuertemente oxidantes. PRODUCTOS DE PELIGROSA DESCOMPOSICIÓN Si se quema producirá bióxido de carbono y monóxido de carbono. VIII. INFORMACIÓN SOBRE REGULACIONES Y MEDIO AMBIENTE PASOS A SEGUIR SI HAY DERRAME DE PRODUCTO Por favor consultar Información sobre efectos en la salud Sección III, Información sobre protección de la salud personal Sección V, Información sobre protección de incendios Sección VI, Datos de reactividad Sección VII, Contenga el derrame inmediatamente y notifíquelo a las autoridades correspondientes. No permita que el derrame se vaya por alcantarillas o canales de agua; remueva todas las fuentes que pueden ocasionar un incendio. Absorba el derrame con materiales inertes apropiados, tales como arena, arcilla, etc. Grandes derrames pueden ser recogidos utilizando aspiradoras, palas, cubetas o baldes o cualquier otro medio, para luego colocarlo en tambores o cualquier otro recipiente apropiado. MÉTODO PARA MANEJO DE DESECHOS Todos los desechos deben regirse por normas o regulaciones locales, federales y estatales. Cada producto que deseche puede ser regulado, así que por favor refiérase a éstas normas.

Precaución Si los solventes utilizados en la limpieza de producto derramado son regulados, la mezcla resultante puede también ser regulada. Adicionalmente para el transporte de este material (cuando ocurren derrames) se deben aplicar las normas del departamento de transporte (DOT). El material de desecho puede ser incinerado en un lugar aprobado o puede ir a un relleno sanitario. De ser posible los desechos deben ser reciclados. Este material, tal como se suministra, no se reporta como un desecho peligroso, por la RCRA. IX. MISCELÁNEOS REQUISITOS PARA MANEJO Y ALMACENAJE No transvase a recipientes sin marcar. Almacene en envases cerrados lejos del calor, de chispas, de llamas encendidas, o de materiales oxidantes. Paratherm HE® no es clasificado como peligroso bajo las regulaciones del DOT. Mantenga extintores disponibles. Ver las normas NFPA 30 y OSHA 1910,106 acerca de los líquidos inflamables y combustibles. INFORMACIÓN ADICIONAL Estado del Inventario TSCA: Incluido CLASIFICACIÓN WHMIS No Controlada. SARA Título III Paratherm HE no está sujeto a los requerimientos de reporte de la sección 313 del título III de la norma “Superfund Amendment & Reauthorization” acta de 1986, ni de la norma de la C.F.R.40 parte 372. CERCLA Si este producto se derrama accidentalmente, no está sujeto a ningún reporte especial, bajo los requerimientos de las normas ”Comprehensive Environmental response, Compensation and Liability”. Le recomendamos se contacte con las autoridades locales para determinar si existen otros requerimientos de reporte. Normas de “Agua Limpia” y “Polución de aceite” Paratherm HE es clasificado como un aceite, bajo la sección 311 de la norma “Agua Limpia” (40 CFR 110) y la norma de “Polución de Aceite” de 1990. Descargas o derrames que produzcan un brillo visible en la superficie del agua, o que se dirijan a las alcantarillas o canales de agua, deben ser reportados al Centro de Respuesta Nacional 800-424-8802. X. PROPIEDADES FÍSICAS TÍPICAS PUNTO DE EBULLICIÓN IBP (aprox.) 688°F, 364°C

PORCENTAJE DE VOLÁTILES Mínimo a Temperatura Ambiente PUNTO DE FUSIÓN No aplica DENSIDAD DE VAPOR (AIRE = 1) >10 APARIENCIA Líquido ámbar claro TASA DE EVAPORACIÓN (EE = 1) <1.000 X más lento OLOR Ligero aroma GRAVEDAD TÍPICA ESPECÍFICA Aproximadamente 0,86 a 60/60 C PRESIÓN DE VAPOR <0,0001 mm Hg a 70°F PESO MOLECULAR Aproximadamente 443 g/mole SOLUBILIDAD Insignificante en agua, soluble en hidrocarburos XI. INFORMACIÓN PARA EL TRANSPORTE No está regulado por la D.O.T. No se requieren indicaciones o marcas externas.

5.2.10 Control

de la planta

El sistema SCADA de adquisición y control de datos en tiempo real, permite el control y supervisión de la planta mediante la captación de datos a través de diversos sensores distribuidos en la planta. Se captan muchas variables entre las que figuran: -- Radiación global, directa y difusa sobre superficie horizontal e inclinada. -- Temperatura, humedad, velocidad y dirección del viento. -- Control de inclinación y de variación de velocidad de los espejos (algoritmos solares de control). -- Medición de temperaturas del fluido de trabajo en el campo solar, en el condensador y en el acumulador de calor. -- Control de los cuadros de distribución de los grupos de potencia. -- Paneles o consolas de control para los operadores.

Fig. 5.13 Evolución diaria de una planta termosolar de 50 MW con acumulación de calor. Fuente: Iberdrola sensores meteorológicos

sistema físico de seguridad

RTU/PLC

RTU/PLC

hilo cobre torsionado/ fibra óptica

puente sin hilos

procesador de señal

salida ethernet estación módem de trabajo

puente sin hilos

servicio parque eólico

microondas

centro de control remoto internet

microondas

circuito administrativo

cortafuegos

ethernet Switch/router cortafuegos módem memoria

estación de trabajo centro de control principal SCADA

Fig. 5.14 Sistema SCADA

circuito ISO

teléfono

5.2.11 Operación

y mantenimiento del campo solar

El mantenimiento de una central termosolar es básico para la conservación y el máximo rendimiento de la misma. Se necesita un equipo de personal de mantenimiento de aproximadamente unas 30 a 40 personas entre personal directo, el de limpieza y el personal contratado. Debe preverse el consumo de repuestos de los colectores (espejos, tubos absorbedores y grupos eléctricos o hidráulicos de movimiento de los espejos), de la central de vapor (turbina, generador), del sistema de inyección de energía eléctrica a la red y de la instrumentación de la planta.

5.2.11.1 Limpieza

de los espejos

La estructura de soporte de los espejos parabólicos es muy robusta, de modo que requiere muy poco mantenimiento. Sin embargo, la limpieza de los espejos es muy importante, en particular durante el verano, y es típico, en esta época del año, limpiar los espejos una vez a la semana y en invierno, una vez cada varios meses. En la planta Kramer Junction de California de 354 MW hay 546.624 espejos. La frecuencia de la limpieza se basa en la toma de un gran número de lecturas y depende de la reflectividad media de los espejos. La frecuencia depende del coste del lavado con relación al aumento de rendimiento que se consigue. El lavado debe aumentarse en verano cuando existen las peores condiciones de entorno seco y polvoriento. El criterio práctico seguido en Kramer Junction es mantener la reflectividad entre el 90 y el 91%, comparado ello con la reflectividad de un nuevo espejo que es del 94%. 96 94

reflectividad %

92 90 88 86 84 82 80 78 76 08/04

08/09

08/14

08/19 08/24 mes de agosto

08/29

09/03

09/08

Fig. 5.15 Degradación de la reflectividad de los espejos en verano Fuente: SEGS –Kramer Junction

94

reflectividad %

93 92 91 90 89 88 87

reflectividad real

reflectividad media

86 85 0

5

10

15

20

25

30

días

Fig. 5.16 Variación de la reflectividad de los espejos con el ciclo de lavado Fuente: SEGS –Kramer Junction

Para medir la reflectividad se emplea un scaterómetro “μScan” con el que se toman 4 lecturas en cada uno de los 20 conjuntos de colectores de una planta de 30 MW (≈ 20.000 m2).

detector de dispersión detector de reflectancia diodo láser detector de dispersión

CABEZAL

DE MEDIDA

Fig. 5.17 Medidor de reflectividad. Fuente: μScan

cabeza rotativa hidráulica tanque de agua

Fig. 5.18 Cabeza rotativa hidráulica de limpieza de los espejos Fuente: SEGS –Kramer Junction

La limpieza se realiza con agua desmineralizada a alta presión de forma manual o automática con pulverizadores remolcados por un tractor y que van girando mediante una cabeza rotativa. También se puede realizar con un camión cuba provisto de pulverizadores que va recorriendo el espacio entre las filas del campo solar.

5.2.11.2 Sistema

de seguimiento de la trayectoria solar

El rendimiento de un campo solar depende de las características de enfoque de la radiación solar sobre el tubo absorbedor de los colectores, lo que depende a su vez de la alineación del sensor solar, del tubo de par y de los brazos de soporte de los espejos. Con el tiempo, se presenta una desalineación debido a varias causas: viento, cambios en el centro de gravedad del conjunto, rozamiento excesivo en los rodamientos y errores en el seguimiento solar. El mantenimiento realizado con un equipo de alineación permite comprobar que la alineación correcta de la estructura de soporte de los espejos mejora el rendimiento térmico del colector del 5 al 10%. 2.500

proyecto

potencia térmica (kW)

mayo 10, 1992 2.000 1.500 1.000 500

ensayo

0 05:00

referencia

07:00 09:00

11:00 13:00 15:00 17:00 19:00 tiempo comportamiento del lazo antes de las modificaciones

2.500

proyecto

potencia térmica (kW)

agosto 9, 1992 2.000 1.500 1.000 500 ensayo

referencia

0 05:00 07:00

09:00

11:00 13:00 15:00 17:00 19:00 tiempo comportamiento del lazo después de las modificaciones

Fig. 5.19 Influencia de las modificaciones en la alineación del enfoque de la radiación solar sobre el tubo absorbedor. Fuente: SEGS –Kramer Junction

5.2.12 Planta

termosolar de colectores cilíndrico parabólicos (10 MW)

En las figuras 5.19 y 5.20 puede verse que la radiación solar media en la provincia de Barcelona es de 1.370 kWh/m2/año. irradiación global horizontal kW/h/m2/año

Fig. 5.20 Mapa radiación solar de Europa



Fig. 5.21 Mapa radiación solar España

Se elige como lugar de instalación un punto situado en las proximidades de Mollet del Vallés en la provincia de Barcelona. Sus coordenadas son: Longitud: 41º 33’ N; Latitud = 2º 13’ E. Mediante el programa PVGIS (datos de radiación solar) de la Comunidad Europea se determinan los datos (tabla 5.15). Ángulo de inclinación óptimo = 35 grados

Mes

Irradiación diaria con inclinación (Wh/m2) Ángulo óptimo

Enero

3.175

Febrero

3.739

Marzo

4.940

Abril

5.266

Mayo

5.662

Junio

6.064

Julio

6.265

Agosto

6.020

Septiembre

5.434

Octubre

4.392

Noviembre

3.274

Diciembre

2.959

Promedio anual/día

4.772

Horas anuales sol

2.472

Energía anual generada kWh/m2 - año = (Promedio anual/día · Horas anuales de sol)/1.000

11.796

Tabla 5.15 Irradiación solar - Mollet del Vallés (Barcelona) - Coordenadas 41º 33’ N; 2º 13’ E - Elevación 90 m sobre el nivel del mar. Fuente. PVGIS

Energía generada en 1 año (10 meses útiles) = = 10 MW · 2.472 (Horas anuales de sol) · (10/12) = 20.600 MWh/año

ángulo de irradición óptimo

8

kWh/m2/día

7 6 5 4 3 2 1 0

ene

feb

mar

abr

may

jun

jul

ago

sep

oct

nov

dic

Fig. 5.22 Gráfico de radiación solar anual en Mollet del Vallés (Barcelona – Coordenadas 41º 33’ N; 2º 13’ E - Elevación 90 m sobre el nivel del mar Fuente: PVGIS © European Communities, 2001-2007

En la tabla 5.16 pueden verse las características de los colectores y el rendimiento anual solar-eléctrico de la central que se considera que es del 16%. Área terreno/ módulo (m2)

1.000

Dimensiones externas (m)

49 x 1,3

Sistema de autolimpieza con agua (bombas, filtros y tuberías)

1

Capacidad fluido de transferencia de calor (litros)

100 300

Separación entre filas (m)

3

Peso segmento (kg/m)

Nº de filas/módulo

6

Temperatura ambiente de trabajo (ºC)

-10 a 50

Nº de colectores de 24 m/fila

2

Velocidad máxima del viento (colector fijo) (m/s)

44

Velocidad máxima del viento (colector con seguimiento del sol) (m/s)

20

Vida útil en condiciones normales de trabajo (años)

25

Área de cada fila (m2) Módulos de 320 m2/matriz

53,3 10

Tabla 5.16 Módulos de colectores cilíndrico parabólicos. Fuente: SOLEL

Siendo el rendimiento solar-eléctrico del 16%, para obtener 10 MW netos será necesario disponer de: 10 MW netos/0,16 = 62,5 MW solares que llegan a los colectores cilíndrico-parabólicos

62,5 MW · 2.472 (h anuales de sol) = 154.500 MWh/año

Datos

Solel

del campo solar considerando colectores

o similar

Longitud de cada fila = 8 · 12,276 m = 98,208 m Área fila apertura espejos = 5,774 · 98,208 = 567 m2 6 filas/módulo = 6 · 567 = 3.402 m2 de captación de energía solar/módulo

Cada fila = 7 · 8 = 56 espejos y en 6 filas = 56 · 6 = 336 espejos/módulo Nº de tubos concentradores/módulo = 336 Nº total de espejos = 4 módulos · 336 espejos = 1.344 espejos Espacio entre filas = 3 m Espacio terreno ocupado/módulo = 98,208 · (3 + 5,774) = 861 m2 ≈ 1.000 m2 Y en 4 módulos la extensión de terreno ocupado es de 4.000 m2 Fluido de transferencia de calor (Therminol VP-1 hidrocarburo aromático óxidodifenil-bifenil de Monsanto o similar) 100 l/elemento de captación de calor Capacidad total = 100 · 84 · 4 = 33.600 l + tubería conexión a central (6 horas acumulación de calor) ≈ 50.000 l = 50 m3 fluido a 3 €/litro kWh/año = 10.000 kW · 2.472 h sol/año · (10/12) · (10 meses útiles) = = 20.600 kWh/año El Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo modificado por Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero, indica las tarifas y primas para instalaciones de la categoría b), Grupo b.1. Instalaciones que utilicen como energía primaria la energía solar. Subgrupo b.1.2 Solar térmica Plazo primeros 25 años -

Tarifa regulada c€/kWh 28,4983

A partir de entonces -

Tarifa regulada c€/kWh 22,7984

Prima de referencia c€/kWh 26,8717 Límite superior c€/kWh 36,3906





A partir de entonces 21,4973 Límite inferior c€/kWh 26,8757

Tabla 5.17 Coste planta termosolar de colectores cilíndrico parabólicos (10 MW) 530 28

250

67

847

43

527

No disponible

Estructura de soporte, € (m2)

Tubos de captación de calor, (€/unidad)

Espejos, €/m2

Planta de potencia, €/kW

Tanque almacenamiento térmico, €/kW 240

185

18

400

34

100

2010

Colector 150

Término medio

SunLab

240

125

11

250

29

77

2020

Colector 400

Término largo

600

195

25

530

42

150

2004

Colector 100

Término actual

240

170

20

422

35

122

2010

Colector 150

Término medio

240

124

16

328

32

113

2020

Colector 400

Término largo

Sargent & Lundy

2.129.587

IVA (16%)

€/kW

1.544

15.439.507

13.309.920

Total parcial (sin IVA)

Coste total de la planta, €

1.023.840

Imprevistos (10%)

150.000

4.800.000

1.500.000

272.160

1.747.200

408.240

1.360.800

Total

2.047.680

4

2

1

4

4

4

4

Nº módulos o unidades

Otros (Accesorios, obra civil, montaje y puesta en marcha) 20% instalación

12.500

10.000

10.000

3.402

336

3.402

3.402

m2/ módulo o unidades/ módulo

10.238.400

3

240

150

20

1.300

30

100

€/m2 o coste unitario

Coste componentes

Total componentes

Fluido transferencia calor 100 l/elemento captación de calor // 100 · 84 · 4 = 33.600 l + tubería conexión a central (6 horas almacenamiento calor) ≈ 50.000 l = 50 m3 fluido a 3 €/litro

600

230

40

150

2004

1989

Año en servicio

Proyecto

Colector cilíndrico parabólico (€/m2)

Término actual

Colector 100

Base

SEGS VI Planta de referencia en California (30 MW 188.000 m2)

Componente

Tabla 5.18 Estudio económico planta solar (colectores cilíndrico parabólicos) 10 MW  

 

-15.439.507

-15.439.507

-15.439.507 -12.449.654 -9.380.636 -6.230.768 -2.998.334

Gestión administrativa

Inversión

cash-flow

Pay-back

 

 

 

 

 

 

Operación y mantenimiento

Alquiler terrenos

Seguros

Gestión administrativa

cash-flow

Pay-back

0,21

9,24

TIR 20 años

Ratio

14.892.935

11

 

-536.958

-553.067

6.611.305

7

-641.156

7.299.415

12

 

3.069.018

 

-17.964

-660.391

7.445.404

13

 

3.149.868

 

-18.324

-680.203

7.594.312

14

 

3.232.434

 

-18.690

-700.609

7.746.198

15

 

318.414

3.316.748

 

-19.064

-721.627

7.901.122

16

 

3.721.258

3.402.844

 

-19.445

-743.276

8.059.144

17

 

7.212.014

3.490.756

 

-19.834

3.958.757

-21.898 4.058.296

-22.336

4.159.902

-22.783

4.263.612

-23.239

4.369.466

-23.703

4.477.502

-24.178

-586.749

6.878.402

9

-604.351

7.015.970

10

3.672.162

 

-20.635

3.765.726

 

-21.048

-788.541

8.384.734

19

 

-812.198

8.552.429

20

 

4.587.761

-24.661

4.700.284

-25.154

4.815.112

-25.657

-1.421.165 -1.435.377 -1.449.731

-1.421.165 -1.435.377 -1.449.731

-765.574

8.220.327

18

 

10.792.531 14.464.693 18.230.419

3.580.517

 

-20.231

-1.286.562 -1.299.428 -1.312.422

-1.286.562 -1.299.428 -1.312.422

-569.659

6.743.532

8

 

 

 

 

TIR 5 años

 

 

0,01

 

 

 

 

 

TIR 10 años

 

 

0,17

 

 

 

 

 

TIR 15 años

 

 

0,20

 

 

 

 

22.091.665 26.050.421 30.108.718 34.268.620 38.532.232 42.901.698 47.379.200 51.966.962 56.667.246 61.482.358

3.861.246

-21.469

-1.325.547 -1.338.802 -1.352.190 -1.365.712 -1.379.369 -1.393.163 -1.407.094

-1.325.547 -1.338.802 -1.352.190 -1.365.712 -1.379.369 -1.393.163 -1.407.094

-622.482

7.156.290

 

Año

Ingreso

2.989.853

 

VAN

-521.319

6.481.672

6

-1.200.000 -1.212.000 -1.224.120 -1.236.361 -1.248.725 -1.261.212 -1.273.824

 

Pay-back = 5 años

-17.612

 

Seguros

-506.135

6.354.580

5

-1.200.000 -1.212.000 -1.224.120 -1.236.361 -1.248.725 -1.261.212 -1.273.824

-491.393

6.229.981

 

-477.081

6.107.824

4

Alquiler terrenos

-463.185

5.988.063

3

 

5.870.650

2

 

1

Operación y mantenimiento

Inversión inicial

Ingreso

AÑO

Inversión inicial 15.439.507 € Ingresos = Tarifa regulada 0,284983 €/kWh (20.600 MWh/año) = lo que representa 5.870.650 €/año Operación y mantenimiento = 3% instalación = 415.456 €; incremento anual = 3% Seguros = 120.000 €/MW instalado = 1.200.000 €/año; Incremento anual = 1% Alquiler terrenos = 1.200 €/10 kW = 1.200 · 1.000 = 1.200.000 € Gestión administrativa = 0,3% de los ingresos = 0,003 · 5.870.650 = 17.612 €/año; Incremento anual = 2%

El coste del kWh es de: Interés aplicado r = 0,07 Años de vida útil de la planta n = 30

factor de compatibilidad^CFh =

kWh real 10.000 $ 2.472 = = 0, 28 kWd $ 8.760 10.000 $ 8.760

Costes anuales de operación y mantenimiento = 3% inversión inicial

Luego: Precio/kWh = 0,0604 + 0,0188 = 0,0792 €/kWh Para potencias mayores, y en un horizonte lejano, el precio del kWh se reducirá. En la tabla 5.19 puede verse el coste del capital en varios proyectos, en tiempos actual, medio y a largo plazo.

Largo plazo Colector 400

Actual Colector 150

Anterior Colector 50

Largo plazo Colector 400

Actual

SEGS VI

Colector 150

Base

Sargent & Lundy

Colector 50

Caso

Anterior

SunLab

1989

2004

2010

2020

2004

2010

2020

Sistema de captación solar, ($/m2)

250

234

161

122

234

195

181

Estructura de soporte, ($/m2)

67

61

54

46

67

56

52

847

847

635

400

847

675

525

Proyecto

Año en servicio

Elementos de captación de calor, $/unidad

Anterior

Actual

Largo plazo

Anterior

Actual

Largo plazo

SEGS VI

Colector 150

Colector 400

Colector 50

Colector 150

Colector 400

Sargent & Lundy

Colector 50

SunLab

43

43

28

18

40

32

26

Bloque de potencia, $/kW

527

367

293

197

306

270

198

Almacenamiento térmico, $/kW

ND

958

383

383

958

383

383

3.008

4.856

3.416

2.225

4.816

3.562

3.220

Caso

Base

Proyecto

Espejos, $/kW

Coste total de la planta, $/kW

Tabla 5.19 Coste del capital en varios proyectos, actual, medio y largo plazo Fuente: NREL - Sunlab y Sargent & Lundy

5.3 Torre

solar volver

Los sistemas térmicos de alta temperatura (250 a 2.000ºC) se utilizan en la generación de electricidad en grandes instalaciones (centrales termosolares). Utilizan reflectores para enfocar la radiación solar sobre fluidos que transmiten el calor a calderas de vapor que mueven turbinas en la misma forma que las clásicas centrales eléctricas de vapor. Se instalan en lugares desérticos con un alto nivel de radiación solar, del orden de 1.700 kWh/m2/año, por ejemplo países del sur de Europa, el norte de África, Oriente medio, el oeste de la India, el oeste de Australia, la plataforma de los Andes, el norte de Méjico y el sudoeste de Estados Unidos. La torre de energía solar (ver figura 2.12 del tema 2) utiliza un receptor central montado en la parte superior de una torre que está rodeada de helióstatos consistentes en espejos móviles concentradores de la radiación solar en el receptor y que siguen la trayectoria del sol. La torre receptora absorbe la energía calentando un fluido de transmisión tal como sodio, agua, sal fundida o aire, pudiendo alcanzar temperaturas del orden de 500 a 1.000ºC. Un sistema de acumulación de la energía calorífica del fluido portador de calor alimenta una caldera de vapor. La central puede generar de 100 a 200 MW. El sistema está menos desarrollado que los colectores cilíndrico parabólicos, pero puede ser más económico a altas potencias (> 100 MW). La Plataforma Solar de Almería (PSA) (ver figura 2.13 del tema 2), dispone de dos sistemas receptores centrales de 0,5 MW y uno de 1 MW, un sistema parabólico de 500 kW y tres discos parabólicos con motores Stirling con una capacidad total de 27 kW, habiendo ensayado una gran variedad de sistemas térmicos solares e investigado nuevos materiales.

La plataforma inició sus actividades en 1977 y más adelante tuvo la colaboración de Alemania, Suiza, Israel, Brasil, Rusia, Egipto e Inglaterra, llevando a cabo tareas de sistemas de generación de energía térmica solar, investigación química solar y tecnología y aplicaciones solares. En un futuro próximo se construirá una planta de 100 MW (300 millones de euros) basada en la generación de aceite térmico o vapor directo, una torre solar de receptores de aire y la mejora y perfeccionamiento de discos parabólicos. Posiblemente se adopte un sistema híbrido o combinado entre calefacción térmica solar y convencional con combustibles fósiles. Gracias a la experiencia conseguida en la plataforma solar de Almería, se puso en marcha la primera planta comercial en Sevilla en el año 2006 (PS10 con 11 MW), y el año 2008 otra planta en Granada (Andasol 1 con 50 MW). 0,1120

coste normalizado de energía, €/kWh

0,0960

reducción principal en el coste de 93,2 GWh/año a 331 GWh/año

0,0800

tecnología - 11% escala - 54% generación volumen - 35%

0,0640

Sunlab - 8,7 Gw S&L - 2,6 Gw

0,0480 0,0320 0,0160 0,0000

2004

2006

2010

2015

2020

Solar Tres USA

Solar 50

Solar 100

Solar 200

Solar 220

corto plazo

medio plazo

largo plazo

Fig. 5.23 Coste energía a largo plazo (Torre Solar). Fuente: NREL octubre 2003

Ejemplo: Torre

solar

(planta

termosolar) de intercambio térmico de

10 MW

Se considera el mismo lugar de ubicación de los receptores cilíndrico parabólicos de Mollet del Vallés (Barcelona) - Coordenadas 41º 33’ N; 2º 13’ E - Elevación 90 m sobre el nivel del mar. En la tabla 5.20 puede verse el rendimiento de la torres solar con un desglose de los rendimientos del campo de helióstatos.

Campo solar de helióstatos

Componente

Porcentaje (%)

Reflectividad del espejo

93,5

Rendimiento óptico

64,6

Disponibilidad

98,5

Corrosión del espejo

100

Limpieza del espejo

95

Efectos del viento

99

Resto de la planta

Rendimiento anual del campo de helióstatos (HFE)

55,96

Rendimiento anual del receptor (RE)

78,3

Rendimiento anual de las tuberías (PE)

99,5

Rendimiento anual del almacenamiento térmico (TSE)

98,3

Rendimiento anual de la turbina de vapor (ST)

40,3

Rendimiento en el arranque (SE)

99,5

Motores (potencia auxiliar consumida por la planta) (P)

86,4

Disponibilidad de la planta (A)

92

Rendimiento anual solar-eléctrico ( Enet ) = ( HFE ) · ( RE ) · ( PE) · (TSE) · ( ST ) · (SE) · ( P ) · ( A )

13,7

Tabla 5.20 Rendimiento de la torre solar. Fuente: NREL

Para obtener 10 MW netos será necesario disponer de: 10 MW netos/0,137 = 73 MW térmicos solares que lleguen a los concentradores Promedio anual/día

4.772 Wh/m2

Horas anuales sol

2.472 horas

Energía anual (kWh/m2) que llega al colector = = (Promedio anual/día · Horas anuales de sol)/1.000

11.796 kWh/m2

Tabla 5.21 Energía anual que llega al colector

El área aproximada del colector de helióstatos viene dada por la siguiente expresión:

Luego, como: kWd = 10.000 kW; h/año = 8.760









kWh real 10.000 $ 2.472 = = 0, 28 kWd $ 8.760 10.000 $ 8.760 Rendimiento anual solar-eléctrico (Enet) = 0,137 CF =

insolación anual = 4,772 (kWh térmicos/m2 · día) · 360 días 0 1.718 kWht/m2 área colector (m2) =

10.000 $ 0, 28 $ 8.760 = 104.212 m2 0, 137 $ 1.718

El coste de la torre solar puede verse en la tabla 5.22.

no de heliostatos =

 

104.121 m2 150 m2 /heliostato

= 695

Cantidad o nº de unidades

Coste €/ m2 o coste unitario

Total (1 helióstato)

Total torre solar

Espejos

1

1.315

1.315

 

Motor de seguimiento solar (azimut)

1

2.670

2.670

 

Motor de seguimiento solar (elevación)

1

850

850

 

Estructura y pedestal de soporte

1

4.000

4.000

 

Comunicaciones y cableado

1

1.200

1.200

 

Montaje

1

1.000

1.000

 

Equipos y herramientas

1

600

600

 

Instalación y puesta en marcha

1

1.350

1.350

 

12.985

 

87

 

 

9.024.575

Importe total para 1 helióstato Importe/m (helióstatos de 150 m ) 2

2

Importe total conjunto helióstatos

695

12.985

Receptor (torre solar) (35 €/kWt) (recibe 73 MW)

73.000

35

2.555.000

Almacenamiento térmico para 10 horas (€/kW)

10.000

20

200.000

Generador de vapor (€/kW)

10.000

150

1.500.000

Total parcial

13.279.575

Otros (Accesorios, obra civil, montaje y puesta en marcha) 20% instalación

2.655.915

Imprevistos (10% instalación)

1.327.958

Total sin IVA

17.263.448

IVA (16%)

2.762.152

Coste total de la planta

20.025.599

Tabla 5.22 Coste torre solar 10 MW. Fuente: NREL

De forma análoga a la de la planta solar con colectores cilíndrico parabólicos, las tarifas y primas para instalaciones de la categoría b), Grupo b.1. Instalaciones que utilicen como energía primaria la energía solar. Subgrupo b.1.2 Solar térmica (RD 661/2007, de 25 de mayo modificado por RD 222/2008, de 15 de febrero. Plazo primeros 25 años -

Tarifa regulada c€/kWh 28,4983

A partir de entonces -

Tarifa regulada c€/kWh 22,7984



Prima de referencia c€/kWh 26,8717 Límite superior c€/kWh



36,3906



A partir de entonces 21,4973 Límite inferior c€/kWh 26,8757

kWh/año = 10.000 kW · 2.472 h sol/año · (10/12) (10 meses útiles) = = 20.600 kWh/año

Tabla 5.23 Estudio económico torre solar 10 MW

 

 

 

 

 

 

Operación y mantenimiento

Alquiler terrenos

Seguros

Gestión administrativa

cash-flow

Pay-back

0,16

7.12

TIR 20 años

Ratio

9.980.632

 

VAN

 

Ingreso

-20.025.599 -17.066.961 -14.030.094 -10.913.342 -7.715.018 -4.433.403 -1.066.745

Pay-back

Año

-20.025.599 2.958.638

cash-flow

 

 

-20.025.599

Inversión

Pay-back = 6 años

3.453.484 2.386.738

3.366.658

-17.612

 

3.915.548

-21.898

-1.338.802

-1.338.802

-684.365

7.299.415

12

 

3.036.867

 

-17.964

-1.212.000

-608.050

6.743.532

-626.291

6.878.402

9

-645.080

7.015.970

10

-726.043

7.594.312

14

 

3.198.324

 

-18.690

-747.824

7.746.198

15

 

3.281.615

 

-19.064

-770.259

7.901.122

16

 

 

-19.445

-793.367

8.059.144

17

 

 

-19.834

-817.168

8.220.327

18

 

5.928.865

3.542.126

 

-20.231

3.724.998

 

-21.048

-841.683

8.384.734

19

 

-866.933

8.552.429

20

 

9.561.484 13.286.482

3.632.620

 

-20.635

4.013.791

-22.336

4.114.062

-22.783

4.216.397

-23.239

4.320.834

-23.703

4.427.411

-24.178

4.536.168

-24.661

4.647.143

-25.154

4.760.376

-25.657

-1.352.190 -1.365.712 -1.379.369 -1.393.163 -1.407.094 -1.421.165 -1.435.377 -1.449.731

-1.352.190 -1.365.712 -1.379.369 -1.393.163 -1.407.094 -1.421.165 -1.435.377 -1.449.731

-704.896

7.445.404

13

 

3.116.752

 

-18.324

-1.224.120 -1.236.361 -1.248.725 -1.261.212 -1.273.824 -1.286.562 -1.299.428 -1.312.422

 

 

 

 

TIR 5 años

 

 

-0,08

 

 

 

 

 

TIR 10 años

 

 

0,10

 

 

 

 

 

TIR 15 años

 

 

0,15

 

 

 

 

17.105.777 21.021.325 25.035.116 29.149.178 33.365.575 37.686.409 42.113.820 46.649.988 51.297.131 56.057.507

3.819.295

-21.469

-1.325.547

-1.325.547

-664.432

7.156.290

11

 

-1.200.000

-590.339

 

-573.145

6.611.305

8

-1.224.120 -1.236.361 -1.248.725 -1.261.212 -1.273.824 -1.286.562 -1.299.428 -1.312.422

-556.452

6.481.672

7

Gestión administrativa

-1.212.000

-540.244

6.354.580

6

Seguros

-1.200.000

-524.509

6.229.981

5

 

-509.232

6.107.824

4

Alquiler terrenos

-494.400

5.988.063

3

 

5.870.650

2

 

1

Operación y mantenimiento

Inversión inicial

Ingreso

AÑO

Operación y mantenimiento = Operación y Mantenimiento = 0,020 € · MWh anuales = 0,020 · 10 · 2.472 = 494.400 €; incremento anual = 3% Seguros = 120.000 €/MW instalado = 1.200.000 €/año; Incremento anual = 1% Alquiler terrenos = 1.200 €/10 kW = 1.200 · 1.000 = 1.200.000 € Gestión administrativa = 0,3% de los ingresos = 0,003 · 5.870.650 = 17.612 €/año; Incremento anual = 2%

Inversión inicial 20.025.599 € Ingresos = Tarifa regulada 0,278399 €/kWh (20.600 MWh/año) = lo que representa 5.870.650 €/año

El coste del kWh es de: Interés aplicado r = 0,07 Años de vida útil de la planta n = 30

factor de compatibilidad^CFh =

kWh real 10.000 $ 2.472 = = 0, 28 kWd $ 8.760 10.000 $ 8.760

Costes anuales de operación y mantenimiento = 3% inversión inicial

El coste del kWh es: 0,0783 + 0,0245 = 0,1028 €/kWh En la figura 5.24 pueden verse los costes del kWh en instalaciones realizadas por Sunlab y Sargent & Lundy y en la tabla 5.24 los costes del capital en varios proyectos de torre solar. 16,0 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0

6,2 5,5 4,3 3,5

4,0 2,0 0,0

2004 actual

2006

2010 medio

2015

céntimos/kWh céntimos/kWh céntimos/kWh céntimos/kWh

Sangent&Lundy-colector Sangent&Lundy-torre Sunlab-colector Sunlab-torre

2020 largo

Fig. 5.24 Costes energía colector cilíndrico parabólico y torre solar. Fuente: NREL

Colector 150

Colector 400

Largo plazo

Colector 50

Actual

Colector 400

Anterior

Colector 150

Largo plazo

Sargent & Lundy

Colector 50

Caso

Actual

Anterior

SunLab

2004

2010

2020

2004

2010

2020

Estructuras y mejoras de campo, $/m

12,3

4

2,7

11,6

3,9

2,7

Campo de helióstatos, ($/m2 del campo)

145

107

76

160

134

117

Receptor, $k/unidad

50

27

21

57

31

24

Torre y tuberías, ($/m2 del campo)

12

9

9

12

7

9

Almacenamiento térmico, $/kW

49

41

40

49

41

40

Caldera de vapor, $/kWt

14

8

7

14

8

7

Potencia eléctrica, $/kW

733

400

380

557

306

231

Balance de la planta, $/kWh

532

116

7

733

367

169

5.700

2.700

1.900

6.424

3.375

2.684

Costes indirectos, $/kWh

440

241

183

1.134

629

524

Imprevistos, $/kW

453

202

152

890

604

383

Riesgo del grupo, $/kW

580

0

0

642

0

0

7.110

3.100

2.270

9.090

4.608

3.591

Proyecto

Año en servicio 2

Subtotal costes directos, $/kW

Coste total de la planta, $/kW

Tabla 5.24 Costes capital varios proyector torre solar. Fuente: NREL 2003

5.4 Discos

parabólicos volver

Los discos parabólicos (ver figura 2.14 del tema 2) consisten en espejos cóncavos parabólicos con el receptor montado en el foco. Con relación a los sistemas anteriores alcanzan mayores concentraciones de energía y temperaturas más elevadas (600 - 1.200ºC) pero con potencias más bajas, del orden de 10 - 50 kW para una sola unidad, es decir, deben trabajar varias unidades para lograr potencias de MW. Trabajan con motores Stirling que convierten directamente el calor a energía cinética a través de un ciclo termodinámico regenerativo con compresión y expansión cíclicas del fluido de trabajo, operando entre dos temperaturas, la del foco caliente y la del foco frío, o bien utiliza pequeñas turbinas de gas (motor Brayton). Existen dos sistemas de espejos, un concentrador formado por una membrana metálica ajustada que junto con el receptor, el motor Stirling y el generador está instalada en el foco y que va siguiendo la trayectoria solar, y reflectores móviles, formados por plástico reforzado con fibra de vidrio, que concentran la luz reflejada en un receptor fijo.

La captación del calor solar por parte del receptor se lleva a cabo de forma parecida a la de los motores convencionales. Se comprime el gas de trabajo cuando está frío, se calienta y después se expande en una turbina o se introduce en un pistón que mueve un generador eléctrico o un alternador. La potencia nominal entregada normalmente por el motor Stirling es de unos 25 kW y de 30 kW con el sistema Brayton. generador

motor fluido del trabajo del motor mecha tubos de calentamiento del motor retorno del condensado

superficie absorbente

vapor de sodio sodio líquido

Fig. 5.25 Captación solar del motor Stirling

P

2

1

COMPRENSIÓN

P 3

3 4

P

4

2

1

2

4 1

V

V EXPANSIÓN

VOLUMEN CONSTANTE

ISOTÉRMICA

ENFRIAMIENTO

A

VOLUMEN CONSTANTE

T

pv = C

Tu 4C

calefactor 3

P

1

V CALENTAMIENTO A

V

ISOTÉRMICA

calefactor

calefactor 3

P

4

2

refrigerador

refrigerador

calefactor 3

regenerador

regenerador

regenerador

regenerador

3

4C

4

pvK = C

4

2

TC

2C

2

2C

1

1

CICLO STIRLING

V

CICLO CARNOT

s

Fig. 5.26 Ciclo Stirling comparado con el ciclo Carnot. Fuente: Bancha Kongtragool el al – King Mongkut University, Bangkok Tailandia

Los motores Stirling empleados en los discos parabólicos utilizan como gas de trabajo el hidrógeno o el helio a temperaturas y presiones de 700ºC y 20 MPa (200 bar). El gas de trabajo es calentado y enfriado mediante cuatro procesos básicos de temperatura constante y de volumen constante. Disponen de un regenerador (almacenamiento temporal de energía) que captura el calor durante la fase de enfriamiento a volumen constante y lo entrega cuando el gas es calentado a volumen constante. La potencia se extrae mediante el eje de un cigüeñal. El ciclo del motor Stirling presenta las siguientes ventajas respecto al ciclo Carnot: 1. Incorpora un regenerador que absorbe y libera rápidamente calor al fluido de trabajo que circula a su través con lo que disminuye la cantidad de calor tomada de la fuente exterior de calor, es decir, la radiación solar y aumenta el rendimiento térmico. 2. Sustituye los dos procesos isentrópicos del ciclo Carnot por dos procesos a volumen constante, con lo que aumenta el área p-v (áreas sombreadas de la figura). 3. A igualdad de temperaturas, relación de volúmenes, fluidos de trabajo, presión externa y mecanismos, el rendimiento mecánico del motor Stirling es superior a los motores alternativos. El rendimiento del motor Stirling es excelente, del orden del 40%.

aire

alternador

cámara de combustión

compresor

potencia escape eléctrica

radiación solar

turbina

receptor

recuperador

Fig. 5.27 Motor Brayton

disco concentrador solar

fuel

El motor Brayton es un motor de combustión interna que genera energía a partir de la combustión de una mezcla de aire y fuel. En sus aplicaciones a la energía solar, el combustible es sustituido por el calor solar. El rendimiento del motor Brayton es del orden del 30%. Prototipo 1980 1997

 

Incertidumbre +/-%

 

Incertidumbre +/-%

 

Incertidumbre +/-%

 

Incertidumbre +/-%

2010

Fabricación en serie 2030

Incertidumbre +/-%

2005

Fabricación en serie 2020

 

Receptor tubo de calor

Incertidumbre +/-%

Unidades

Motor comercial

 

Datos (tiempo de construcción < 1 año)

Sistema híbrido 2000

MW

0,025

 

1

50

30

50

30

50

30

50

30

50

Rendimiento

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Factor de capacidad

%

12,4

 

50

 

50

 

50

 

50

 

50

 

Fracción solar

%

100

 

50

 

50

 

50

 

50

 

50

 

Potencia disco modular

kW

25

 

25

 

25

 

27,5

 

27,5

 

27,5

 

Energía/disco

Wh/año/ disco

27,4

 

109,6

 

109,6

 

121

 

120,6

 

120,6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

$/kW

4.200

15

2.800

15

1.550

15

500

15

400

15

300

15

Receptor

 

200

15

120

15

80

15

90

15

80

15

70

15

Híbrido

 

_

500

30

400

30

325

30

270

30

250

30

Motor

 

5.500

15

800

20

260

25

100

25

90

25

90

25

Generador

 

60

15

50

15

45

15

40

15

40

15

40

15

Sistema refrigeración

 

70

15

60

15

40

15

30

15

30

15

30

15

Eléctrico

 

50

15

45

15

35

15

25

15

25

15

25

15

Resto de la planta

 

500

15

425

15

300

15

250

15

240

15

240

15

4.805

 

2.710

 

1.360

 

1.175

 

1.045

 

190

15

150

15

125

15

110

15

110

15

500

 

286

 

149

 

128

 

115

 

Planta típica, MW

Coste del capital Concentrador

Subtotal (A)

 

10.580

Servicios generales de la planta (B)

 

220

Coste ingeniería 0,1 · (A+B)

 

1.080

15

Imprevistos

 

0

 

0

 

0

 

0

 

0

 

0

 

Coste total de la planta

 

11.880

 

5.495

 

3.146

 

1.634

 

1.413

 

1.270

 

Licencias

 

0

 

0

 

0

 

0

 

0

 

0

 

Inventario

 

120

15

60

15

12

15

6

15

6

15

6

15

Prototipo 1980

350

Otros

 

0

Inventario capital

 

200

Terreno 1.625 $/Ha

 

Subtotal (A)

2005

2010

Fabricación en serie 2020

Fabricación en serie 2030

35

15

20

15

18

15

18

15

0

 

0

 

0

 

0

 

0

 

15

40

15

12

15

4

15

4

15

4

15

26

 

26

 

26

 

26

 

26

 

26

 

 

696

 

196

 

85

 

56

 

54

 

54

 

Requerimientos totales de capital

 

12.576

 

5.691

 

3.231

 

1.690

 

1.467

 

1.324

 

Requerimientos totales de capital y/o híbrido

 

12.576

 

5.191

 

2.831

 

1.365

 

1.197

 

1.074

 

Coste de operación y mantenimiento

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Mano de obra

€/kWh

12,00

15

2,10

25

1,20

25

0,60

25

0,55

25

0,55

25

Materiales

€/kWh

9,00

15

1,60

25

1,10

25

0,50

25

0,50

25

0,50

25

Total

€/kWh

21,00

 

3,70

 

2,30

 

1,10

 

1,05

 

1,05

 

Incertidumbre +/-%

15

Incertidumbre +/-%

70

Incertidumbre +/-%

15

Incertidumbre +/-%

Incertidumbre +/-%

 

Receptor tubo de calor

 

Puesta en marcha

Motor comercial

Incertidumbre +/-%

Unidades

 

1997

Datos (tiempo de construcción < 1 año)

Sistema híbrido 2000

Tabla 5.25 Inventario disco solar. Fuente: solarpaces.org

5.5 Centrales

térmicas de viento ascendente volver

Las centrales térmicas de viento ascendente (figura 5.28) combinan los fenómenos físicos del efecto de invernadero y de chimenea. Bajo un techo de vidrio plano y redondo se calienta aire que sube, a través de una chimenea ubicada en el centro del círculo, hacia arriba e impulsa turbinas de aire que se sitúan en la parte baja de la chimenea. Bajo el techo de vidrio se instalan mangueras de agua, que durante la noche suministran el calor que han acumulado a lo largo del día y de este modo, la central puede funcionar de manera ininterrumpida durante 24 horas.

radiación solar

aire caliente

aire caliente aire ambiente relativamente frío = diferencia de temperaturas diferencia de densidades diferencia de presiones efecto invernadero

ascenso

aire frío Fig. 5.28 Centrales térmicas de viento ascendente Fuente: Instalación Manzanares y EnviroMission - Australia

Contrariamente a las tecnologías anteriormente descritas se puede aprovechar en este caso la radiación difusa del sol. Durante los años 80 se probó el principio de funcionamiento en una instalación piloto de 50 kW en Manzanares (Ciudad Real). La chimenea tenía 195 m de altura y el campo de colectores 240 m de diámetro. Este proyecto es una miniatura frente a la central de 200 MW de Nueva Gales del Sur (Australia) dotada de una chimenea hueca de 1.000 m de altura y 130 m de ancho y de una estructura circular transparente de 4 km de diámetro que actuará como un gran colector. La gran masa de aire existente bajo el colector, se calentará ascendiendo por la chimenea en forma de viento caliente (60ºC) a una velocidad de 15 m/s, atravesando en su ascensión 32 turbinas diseñadas con materiales ultraligeros que generarán la electricidad en la parte más baja de la torre.

Viento ascendente

Torre Solar/ Disco Solar

Coste capital (millones $/MW)

3,75

5

Factor de capacidad

60%

30

1.050.000

525.000

761

1712

Costes operación ($/MWh)

10

50

Vida útil (años)

75

30 - 40

Caudal de agua

Cero

1,9 a 3 m3/MWh

Temperatura de operación (ºC)

< 93

538

24

6-8

Muchas

Sal fundida

Datos

Producción anual MWh Coste ($/MWh)

Horas de producción (sin acumulador) Acumulador de calor (opciones)

Tabla 5.26 Comparación Central Viento Ascendente y TorreSolar/Disco Solar Fuente: EnviroMission (Australia)

5.6 Resumen

coste kWh e impacto ambiental volver

costes normalizados de electricidad (€/kWh)

En las figuras 5.29 y 5.30 pueden verse los costes del kWh de estas técnicas. 500 kW IEA SSPS (PSA, 2.000 kWh m-2 a-1) 10 MK Solar One 0,5 (California, 2.700 kWh m-2 a-1)

0,4

Tecnología torre solar

14 MW SEGS I (California, 2.700 kWh m-2 a-1)

0,3

Tecnología colector cilíndrico parabólico

50 MW SEGS (España, 2.000 kWh m-2 a-1)

30 MW SEGS IV (California, 2.700 kWh m-2 a-1)

0,2

0,1

0

10 MK Planta Solar (España, 2.000 kWh m-2 a-1)

100 MK Salt Tower (California, 2.700 kWh m-2 a-1)

50 MW SEGS (Creta, 2.400 kWh m-2 a-1)

200 MK Salt Tower (California, 2.700 kWh m-2 a-1)

Generación directa de vapor (Norte de África, 2.400 kWh m-2 a-1) 80 MW SEGS IX 100-200 MW SEGS (California, 2.700 kWh m-2 a-1) (Norte de África, 2.400 kWh m-2 a-1)

1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

2015

Fig. 5.29 Coste del kWh de las centrales térmicas con colectores cilíndrico parabólicos y torre solar. Fuente: German Aerospace Center

0,35 0,30 0,25

dis

co/

€/kWh

0,20

stir

ling

cent

0,15

ral t orre

0,10

cilindro-p

arabólico

0,05 0 2000

2005

2010

2015

2020

año

Fig. 5.30 Coste del KWh de las centrales térmicas de alta temperatura Fuente: Plataforma Solar de Almería-CIEMAT

En la tabla 5.27 puede verse el impacto ambiental: Situación

Factor de emisión

CO2 (kg/TJ) SO2 (kg/TJ) NOx (kg/TJ) Partículas (kg/TJ) Colector cilíndrico parabólico VOCs (kg/TJ) En la construcción CO2 (kg/TJ) En la construcción SO2 (kg/TJ) En la construcción NOx (kg/TJ)

Valor 0 0 0 0 0 10.499 76 36

Torre solar

CO2 (kg/TJ) SO2 (kg/TJ) NOx (kg/TJ) Partículas (kg/TJ) VOCs (kg/TJ) En la construcción CO2 (kg/TJ) En la construcción SO2 (kg/TJ) En la construcción NOx (kg/TJ)

0 0 0 0 0 7.240 58 23

Disco solar

CO2 (kg/TJ) SO2 (kg/TJ) NOx (kg/TJ) Partículas (kg/TJ) VOCs (kg/TJ) En la construcción CO2 (kg/TJ) En la construcción SO2 (kg/TJ) En la construcción NOx (kg/TJ)

0 0 0 0 0 7.546 36 17

Tabla 5.27 Impacto ambiental sistemas termosolares

6

Apéndice Contenidos

A.1

Generalidades

A.2

Proyectos

mundiales de energía termosolar

A.3

Radiación

solar en el mundo

A.4

Centrales

eléctricas termosolares en

A.5

Plan

A.6

Glosario

A.7

Referencias

de

Acción Nacional

de

España

Energías Renovables (PANER) 2010-2020

de términos

Índice

6.1 Generalidades

volver

Las energías renovables constituyen una fuente de energía limpia y segura que puede aportar un porcentaje importante a la demanda de energía mundial. Dentro de las energías renovables, la ventaja de la energía termosolar o energía solar concentrada es que es posible construir plantas a escala comercial mucho más baratas que la instalación de miles de paneles fotovoltaicos solares. En el informe presentado, por Greenpeace y la Asociación Española para la Promoción de la Industria Energética Termosolar (Protermosolar), se destaca cómo la energía solar térmica de concentración (ESTC) podría llegar a cubrir el 7% de la demanda eléctrica mundial en 2030 y más de la cuarta parte para 2050. Esta tecnología es clave en la lucha contra el cambio climático. Gracias a ella, se podrían ahorrar 4.700 millones de toneladas de CO2 al año para 2050, es decir, un 20% de todas las emisiones que hay que reducir en el sector energético para salvar el clima. Bastaría con una superficie equivalente al 0,5% de todos los desiertos, o a la de Andalucía y Cataluña, para producir toda la electricidad consumida actualmente en todo el mundo. Además de la cantidad de energía que pueden producir, las centrales solares termoeléctricas tienen la gran ventaja de que pueden seguir funcionando aunque no haya sol, ya que pueden almacenar la energía en forma de calor, o bien operar en combinación con otras energías renovables, como el biogás. Mark Z. Jacobson, profesor de ingeniería civil y medioambiental en la Universidad de Stanford encontró como las más prometedoras de las energías renovables y en el orden que se cita, el viento, la energía solar de concentración, la actividad geotérmica, las mareas, las células solares fotovoltaicas (paneles solares en tejados), las olas y las centrales hidroeléctricas.

6.2 Proyectos

mundiales de energía termosolar

volver En la figura 6.1 puede verse una vista de los proyectos mundiales más importantes de energía termosolar y en la tabla 6.1 un resumen de los mismos.

1

2

5

3

4

6

7

8

9 10

12

11

13

Fig. 6.1 Proyectos mundiales más importantes de energía termosolar Fuente: Mega Solar

Ítem

1

2

3

Ubicación Desierto Mojave-USA

Desierto Mojave-USA

UpingtonSudáfrica

4

Desierto Mojave-USA

5

CaliforniaUSA

Potencia (MW)

Tipo

Inversor

Año de funcionamiento

500

Torre solar

BrightSource Energy y Pacific Gas & Electric

2011

_

Discos parabólicos

Stirling Energy Systems y San Diego Gas & Electric

2011

20.000 discos parabólicos en 4.500 ha de desierto. Cada disco produce 2,5 kW

Falta la decisión para continuar el proyecto

En espera desde hace varios años. Si se hace Sudáfrica pasará del puesto 15 al 25 como emisor de CO2

500

100 (planta piloto) y más adelante 600

553

400

Torre Solar

Espejos parabólicos

Torre solar

Eskom

Solel y Pacific Gas &Electric

Solar Socios

Notas

2011

1,2 millones de espejos, 6.000 Ha de campo solar y energía a 400.000 hogares

2012

3 torres de energía con helióstatos de 2 m de alto y 10,5 m de ancho SEGS (Solar Energy Generating System) es un conjunto de 9 plantas solares concentradas con 400.000 espejos en 1.000 ha

310

Espejos parabólicos

Florida Power & Light y Southern California Edison

En funcionamiento

11 y más adelante 300

Torre solar

Abengoa (espejos) y Altar (torre)

En funcionamiento 300 MW en 2013

Florida-USA

300

Espejos parabólicos

Florida Power & Light

2011

Reflectores Fresnel

9

Arizona-USA

280

Espejos parabólicos

Abengoa Solar y Arizona Public Service Co

2011

70.000 hogares. Ahorrará 400.000 Tm de CO2

10

Desierto Negev-Israel

250

Espejos parabólicos

Gobierno israelí

2016

 

11

Desierto Mojave-USA

250

Espejos parabólicos

Florida Power & Light

2011

500.000 colectores cilíndrico parabólicos en 2.012 ha

12

CaliforniaUSA

177

Espejos Fresnel

Ausra y Pacific Gas & Electric

2010

Espejos Fresnel

13

MilduraAustralia

154

Torre solar

Sistemas solares y TRUenergy

 

45.000 hogares

6

Desierto Mojave-USA

7

SevillaEspaña

8

624 helióstatos

Tabla 6.1 Proyectos mundiales más importantes de energía termosolar Fuente: Mega Solar

6.3 Radiación

solar en el mundo volver

En las figuras 6.2 a 6.7 pueden verse los mapas de radiación solar en el mundo, los emplazamientos de plantas termosolares, la radiación solar en Europa, Sudamérica, Estados Unidos y España.

1.0-1.9

2.0-2.9

3.0-3.9

4.0-4.9

5.0-5.9

6.0-6.9 mitad del valor de zona

Fig. 6.2 Radiación solar en el mundo. Fuente: Matthewb

excelente

bueno

adecuado

inadecuado

Fig. 6.3 Emplazamiento plantas termosolares en el mundo. Fuente: Sietch

irradiación global horizontal kW/h/m2/año

Fig. 6.4 Radiación solar en Europa. Fuente: One Stone Solar

kW/h/m2/día

Fig. 6.5 Radiación solar en Sudamérica. Fuente: NREL

Fig. 6.6 Radiación solar en Estados Unidos. Fuente: ELPC

kW/h/m2/día

Fig. 6.7 Radiación solar en Australia. Fuente: CRES – ANU

Fig. 6.8 Radiación solar en España. Fuente: Renovables Futura SLU

6.4 Centrales

eléctricas termosolares en

volver

España

Las principales estaciones de energía termosolar en operación en España son: Complejo Andasol (Granada) La primera de las tres plantas que componen este complejo se encuentra ya en funcionamiento (50 MW). Dispone de colectores cilindro-parabólicos y almacenamiento de sales fundidas. Evitará la emisión de cerca de 150.000 toneladas de CO2 al año. PS10

y

PS20

plantas

(Sevilla )

Torre solar con helióstatos planos de concentración y capacidad combinada de 33 MW. Estación

de

Puertollano (Ciudad Real)

50 MW dotada de colectores cilindro- parabólicos equipados con 120.000 y 13.000 tubos absorbedores. Planta

termosolar de

50 MW   Plataforma Solar

de

Alvarado (Badajoz)

Almería

Perteneciente al departamento de energía del Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT). Es el más importante

centro de energía solar termoeléctrica de investigación energética en el mundo y está equipado con instalaciones experimentales que incluyen dos campos de helióstatos con torre, horno solar y sistemas de colectores cilindro-parabólicos. La tecnología desarrollada en este centro ha permitido a la torre de electricidad termosolar primera central eléctrica del mundo en ser construida y abierta en Sanlúcar de Barrameda (Cádiz). Otras plantas termosolares con menores capacidades que ya están en funcionamiento en España son Aznalcóllar TH y ESI de Sevilla, con una capacidad de 0,08 MW y 0,01 MW respectivamente, y la PE1 en Murcia.

6.5 Plan de Acción Nacional Renovables (PANER) 2010-2020

Energías

de volver

La Directiva 2009/28/CE del Parlamento europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables, establece que cada Estado miembro elaborará un Plan de Acción Nacional en materia de Energías Renovables para conseguir los objetivos nacionales fijados en la propia Directiva. En España, el objetivo se traduce en que las fuentes renovables representen al menos el 20% del consumo de energía final en el año 2020 —mismo objetivo que para la media de la UE—, junto a una contribución del 10% de fuentes de energía renovables en el transporte para ese año. El PER 2011-2020, que se encuentra paralelamente en elaboración, incluirá los elementos esenciales del PANER así como análisis adicionales no contemplados en el mismo y un detallado análisis sectorial que contendrá, entre otros aspectos, las perspectivas de evolución tecnológica y la evolución esperada de costes. Año Energía/Potencia Energía solar concentrada Año Energía solar concentrada Año Energía solar concentrada Año Energía solar concentrada

2005

2010

2011

MW

GWh

MW

GWh

MW

GWh

0

0

632

1.144

1.379

2.621

2012 2.028

4.463

2015 3.048

7.913

2018 4.149

11.866

2013 2.471

5.861

2016 3.381

9.084

2019 4.592

13.511

2014 2.746

6.867

2017 3.747

10.397

2020 5.079

15.353

Año Energía/Potencia Total energías renovables (sin bombeo) * Año Total energías renovables (sin bombeo) Año Total energías renovables (sin bombeo) Año Total energías renovables (sin bombeo)

2005

2010

2011

MW

GWh

MW

GWh

MW

GWh

26.072

53.773

41.701

84.034

44.672

88.490

2012 47.516

94.571

2015 54.277

110.988

2018 62.887

131.261

2013 49.772

99.921

2016 56.945

116.297

2019 66.294

139.619

2014 51.962

105.586

2017 59.863

123.975

2020 69.844

150.030

* El resto de energías renovables que hacen el total son: hidroeléctrica, geotérmica, solar fotovoltaica, mareomotriz, eólica y biomasa.

Tabla 6.2 Energía solar concentrada en 2010-2020 según Plan de Acción Nacional de Energías Renovables de España (PANER) y comparación con el total de energías renovables

Fig. 6.9 Clasificación de tecnologías renovables - 11 sectores distintos y 22 sistemas donde figura el sector solar termoeléctrico. Fuente: PANER 2011-2020

El horizonte del consumo energético de las energías renovables, previsto por el Plan PANER 2011 – 2020, será en el año 2020, para las energías hidráulica, solar termoeléctrica y solar fotovoltaica, del 8,3%, 3,8% y 3,6% de la producción eléctrica bruta total.

6.6 Glosario

de términos volver

Absorbedor: Componente de un captador solar, cuya función es absorber la energía radiante y transferirla en forma de calor a un fluido. Acimut: Ángulo que forma el segmento observador-sur con la proyección vertical sobre el plano horizontal del segmento observador-posición solar. Acumulador térmico: Sistema destinado a guardar calor en una central termosolar para que esta pueda continuar trabajando por la noche aprovechando el calor del acumulador. El fluido utilizado suele ser una sal fundida. Altura solar: Ángulo de la posición del Sol respecto al plano horizontal del observador Anemómetro: Instrumento que mide la velocidad del viento. Ángulo

cenital:

Ángulo que forma el cenit con la posición del Sol.

Ángulo

de incidencia:

Ángulo con que incide la radiación solar sobre la superficie.

Ángulo

de incidencia:

Ángulo con que incide la radiación solar sobre la superficie.

Ángulo de inclinación horizontal.

del captador:

Ángulo formado por el captador y una superficie

Ángulo horario: Desplazamiento angular del Sol, al este o al oeste del meridiano local, debido a la rotación de la Tierra a una velocidad angular de 15º por hora (360º en 24 horas). Apertura: Superficie a través de la cual la radiación solar no concentrada es admitida en el captador. Área de apertura: Máxima proyección plana en la superficie del colector transparente de la radiación solar incidente no concentrada. Área total: Área máxima proyectada por el captador completo, excluyendo cualquier medio de soporte y acoplamiento de los tubos. Bomba de circulación: Dispositivo electromecánico que produce la circulación forzada del fluido a través de un circuito. Caldera: Elemento que sirve para producir calor y elevar la temperatura de un fluido por la quema de un combustible. Calor específico: La cantidad de calor que se requiere para elevar un grado celsius la temperatura de un gramo de una sustancia. Las unidades en que se expresa este calor son J/gºC.

Cambio de fase: Proceso por el cual un fluido, a una temperatura y una presión dadas, pasa de un estado a otro. Captador: Dispositivo destinado a captar la radiación solar incidente para convertirla, en general, en energía térmica y transferirla a un fluido portador de calor. Captador de concentración: Captador solar que utiliza reflectores, lentes u otros elementos ópticos para redireccionar y concentrar sobre el absorbedor la radiación solar que atraviesa la apertura. Captador de tubos de vacío: Captador de vacío que utiliza un tubo transparente (normalmente de cristal) donde se ha realizado el vacío entre la pared del tubo y el absorbedor. Captador

solar de aire:

Captador solar que utiliza aire como fluido de trabajo.

Captador solar térmico: Sistema capaz de transformar la radiación solar irradiante en energía térmica de un fluido de trabajo. Caudal: Volumen de agua que fluye a través de una sección de un curso de agua por unidad de tiempo. Se mide en metros cúbicos por segundo (m3/s). Cénit: Eje perpendicular al plano del observador, que pasa por el punto de observación. Coeficiente de conductividad: Capacidad de un material para transmitir calor. El coeficiente de conductividad térmica caracteriza la cantidad de calor necesario por m2 para que atravesando durante la unidad de tiempo 1 m de material homogéneo obtenga una diferencia de 1oC de temperatura entre las dos caras. Colectores de vacío: Están compuestos de una doble cubierta envolvente, herméticamente cerrada, en la cual se ha hecho el vacío De esta forma las pérdidas por convección se reducen considerablemente. Conducción: Intercambio de calor realizado mediante contacto. Conductividad térmica: Propiedad de los materiales para transmitir energía entre un foco caliente y un foco frío. La conductividad térmica se expresa en unidades de W/mK (J/sm ºC). Convección: Intercambio de calor por intercambio de materia. Cubierta: Elemento o elementos transparentes (o translúcidos) que cubren el absorbedor para reducir las pérdidas de calor y protegerlo de la intemperie. Declinación ecuador.

solar:

Posición angular del Sol al mediodía solar respecto del plano del

Discos parabólicos: Consisten en espejos cóncavos parabólicos de la radiación solar con el receptor montado en el foco.

Efecto invernadero: Fenómeno natural, causado por la presencia de gases en la atmósfera, principalmente vapor de agua y gas carbónico que retienen parte de la energía recibida del sol, manteniendo la temperatura de la atmósfera en unos 15ºC de promedio. La actividad humana tiende a aumentar la concentración de CO2 y otros gases en la atmósfera (metano, CFC, ...) y por lo tanto a retener una mayor cantidad de energía solar, elevando la temperatura promedio del planeta. Eficiencia solar: Relación entre la transferencia real de calor y el calor real procedente de la irradiación solar Energía solar de concentración: Utiliza captadores parabólicos que concentran la radiación solar para calentar un fluido que o bien directamente o a través de un intercambiador produce vapor y mueve una turbina que genera electricidad. Equinoccio: Días del año en los que el día y la noche duran lo mismo. Fluido caloportador : Aire, agua u otro fluido que pasa a través del captador solar o que está en contacto con él, extrayendo la energía térmica captada. Flujo: Hace referencia al caudal, es decir, la cantidad de masa que atraviesa o pasa en cada unidad de tiempo. Se mide en kg/m2. Gas natural: Conjunto de gases procedentes del petróleo compuesto principalmente por metano y que se utiliza como combustible. Helióstato: Sistema que comprende un dispositivo absorbente o reflectante. Se puede orientar automáticamente de forma tal que la radiación directa incidente es absorbida o reflejada en un punto fijo, independiente de la posición del sol y durante las horas de luz diurna. Insolación diaria media: Promedio diario de energía solar recibida sobre una superficie horizontal de un lugar. Se expresa en MJ/cm2 día y se promedia a lo largo de un mes o de un año. Intercambiador: Dispositivo en el que se produce la transferencia de energía del circuito primario al circuito secundario. Inversor (ondulador o convertidor): Convierte la corriente continua (12 V, 24 V, 48 V) que generan las placas a corriente alterna para adaptarse a la corriente alterna de la red de 220 V 50 Hz. Irradiancia solar: Potencia radiante incidente por unidad de superficie sobre un plano dado. Se expresa en W/m2. Irradiancia solar directa: Cociente entre el flujo radiante recibido en una superficie plana dada, procedente de un pequeño ángulo sólido centrado en el disco solar, y el área de dicha superficie. Si el plano es perpendicular al eje del ángulo sólido, la irradiancia solar recibida se llama directa normal. Se expresa en W/m2. Irradiancia solar difusa: Irradiancia de la radiación solar difusa sobre una superficie receptora plana. Hay que especificar la inclinación y el azimut de la superficie receptora.

Irradiancia solar reflejada: La radiación por unidad de tiempo y unidad de área que, procedente de la reflexión de la radiación solar en el suelo y otros objetos, incide sobre una superficie. Irradiación: Energía incidente por unidad de superficie sobre un plano dado, obtenida por integración de la irradiancia durante un intervalo de tiempo dado, normalmente una hora o un día. Se expresa en MJ/m2 o kWh/m2. Julio y caloría: Unidades de energía que miden la cantidad de trabajo, energía transmitida o recibida. Su equivalencia es de 4,18 J = 1 cal; o 1 J = 0,24 cal. Kilovatio/hora (kW/h): Unidad de energía que se emplea para medir la cantidad de energía consumida por un elemento de 1 kW durante una hora. Latitud: Coordenada geográfica que proporciona la localización de un lugar al norte o al sur del ecuador. Se expresa con medidas angulares que van desde 0o en el ecuador hasta 90o en los polos. Longitud: Coordenada geográfica que proporciona la localización de un lugar al este o al oeste de una línea norte-sur, denominada meridiano de referencia. Se mide en ángulos que van de 0° en el meridiano de origen (meridiano de Greenwich) a 180o. Piranómetro: Instrumento que mide la radiación solar total. Placa

absorbente:

Absorbedor cuya superficie es plana.

Poder calorífico nominal: Cantidad de calor que se produce en el interior del hogar de una caldera al quemar un combustible. Poder

calorífico útil:

Cantidad de calor que recibe el fluido en una caldera.

Presión de aspiración: Disminución de presión a la entrada de la bomba para conseguir que el fluido entre en ella. Presión de expulsión: Aumento de presión a la salida de la bomba para conseguir que el fluido salga de ella. Protocolo de Kyoto: Convención marco de las Naciones Unidas sobre el cambio climático del 11/12/1997 estableció las bases para la limitación de producción de gases de efecto invernadero en la atmósfera en las actividades humanas (combustión de combustibles fósiles, ...). Quemador: Elemento de una caldera que produce la mezcla entre el combustible y el comburente. Radiación: Emisión y propagación de energía bajo la forma de ondas o partículas subatómicas capaces de transmitir energía. Radiación

solar:

Energía procedente del Sol en forma de ondas electromagnéticas.

Radiación solar difusa celeste: Radiación por unidad de tiempo y unidad de área que, procedente de la dispersión de la radiación solar directa por las moléculas de aire,

partículas sólidas, vapor de agua en suspensión en la atmósfera, etcétera, incide directamente sobre una superficie. Radiación solar directa: Radiación solar por unidad de tiempo y unidad de área que, sin haber sufrido modificación en su trayectoria, incide sobre una superficie. Radiación solar reflejada: Radiación por unidad de tiempo y unidad de área que, procedente de la reflexión de la radiación solar en el suelo y otros objetos, incide sobre una superficie. Radiómetro: Medidor de cualquier tipo de radiación. RITE: Reglamento de Instalaciones Térmicas en Edificios. Salto

térmico:

Diferencia de temperaturas existente entre dos fluidos.

Solsticio: Cualquiera de los dos puntos de la eclíptica en los que el Sol está en el punto más alejado del ecuador celeste. Torre de energía solar: Utiliza un receptor central montado en la parte superior de una torre que está rodeada de helióstatos consistentes en espejos móviles concentradores de la radiación solar en el receptor y que siguen la trayectoria del sol. La torre receptora absorbe la energía calentando un fluido de transmisión como sodio, agua, sal fundida o aire, pudiendo alcanzar temperaturas del orden de 500 a 1.000º C. Válvula

de seguridad:

Válvula

antiretorno:

Dispositivo que limita la presión máxima del circuito.

Dispositivo que evita el paso de fluido en un sentido.

Vatio: Unidad de potencia que mide el trabajo realizado por 1 J durante 1 segundo.

6.7 Referencias

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- PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍAS RENOVABLES DE ESPAÑA (PANER). 11 de junio de 2010 - Radiación solar en España. Instituto Nacional de Meteorología. Ministerio del Medio Ambiente. - Impacto socio-económico del aumento de la energía termosolar en España. N. Caldés et al. CIEMAT. - Concentrating Solar Power (CSP): Technology, Markets, and Development. Craig S. Turchi, PhD - NREL. - PARABOLIC TROUGH SOLAR COLLECTOR DESIIGN FOR SUPPLYIING THERMAL ENERGY AT UP TO 250º C - Aránzazu Fernández García et al. Plataforma Solar de Almería. - Solar Trough Organic Rankine Electricity System (STORES) – E. Prabhu - NREL.

- La PSA (Plataforma Solar de Almería): Gran instalación de ensayos de la energía solar concentrada - CIEMAT. - Central Termosolar Andasol-1. - Grandes estructuras móviles de espejos pata Plantas Termosolares. SENER 50 aniversario. - Centrales termosolares. Operación y mantenimiento. OPEX Energy. - THERMAL ANALYSIS OF PARABOLIC TROUGH SOLAR COLLECTORS FOR ELECTRIC POWER GENERATION - S. D. Odeh et al. School of Mechanical and Manufacturing Engineering. University of New South Wales, Sydney, Australia. - Tower clean green renewable energy - EnviroMission. - A Linear Parabolic Trough Solar Collector Performance Model - Ming Qu – Carnegi Mellon University – Pittsburgh, PA, USA. - SYSTEM DESCRIPTION For INDUSTRIAL COLLECTOR ARRAY TYPE: IND-300 SOLEL. - ABENGOA SOLAR IST - Solar Power for a Sustainable World. - Solar Radiation Data Manual for Flat-Plate and Concentrating Collectors - NREL. - Solar Advisor Model (SAM) - NREL. - FINAL REPORT ON THE OPERATION AND MAINTENANCE IMPROVEMENT PROGRAM FOR CONCENTRATING SOLAR POWER PLANTS - Gilbert E. Cohen et al – SAND99-1290. - T5 Ciclos de Potencia. Carlos J Renedo – Máquinas y Motores Térmicos Universidad de Cantabria. - Averías habituales en Centrales termosolares – Santiago García Garrido RENOVETEC. - Surface Roughness and Scatter Measurement Instrumentation - SCHMITT MEASUREMENT SYSTEMS, INC. - Motores MAVILOR – Grupo INFRANOR. - INDUSTRIAL AIR MOTORS – Ingersoll Rand. - Organic Rankine Cycle Engines (ORCEs) – National Science Foundation. - Videoregistrador digital Honeywell QXS. - Speck Pumpen – Bomba de líquido sin estopada. - Tesis - Experimental Study and Modeling of a Low Temperature Rankine Cycle for Small Scale Cogeneration. Sylvain Quoilin - UNIVERSITY OF LIEGE - FACULTY OF APPLIED SCIENCES AEROSPACE AND MECHANICAL ENGINEERING DEPARTMENT THERMODYNAMICS LABORATORY.

- Información fluidos de trabajo: HFE-7100, Syltherm 800 - Dow 2001, Therminol® D-12, Therminol® 66, Therminol VP-1, Therminol XP, Dowtherm Q, Dowtherm RP, Dowtherm Sysltherm 800, Paratherm HE. - ME64A Centrales Térmicas de Potencia. - Ciclo de Rankine - Informe 1 Eduardo Monsalve et al. 2008 Universidad de Chile, Facultad de Ciencias Físicas y Matematicas - Departamento de Ingeniería Mecánica. - Concentrated Solar Power Technologies - Presentation of the main solar power technologies – Saint Gobain Solar.