B. Sistemas CRS torre

Transcripción

1 B. Sistemas CRS torre B.1. Elementos Los sistemas CRS (Central Receptor System) están constituidos por un elevado número de heliostatos que perfectamente ajustados, reflejan la radiación solar durante las horas de sol a un mismo punto: el receptor central que se encuentra en lo más alto de la torre. Los heliostatos son placas opacas que tienen una muy alta reflectividad. Un orden de magnitud de la reflectividad de estos componentes usados en una planta de 1 MW en Dahan en la actualidad es 0,9, usándose 100 heliostatos de 100 m 2 cada uno 7. Un sofisticado sistema de engranajes que está regido por una no menos sofisticada unidad de control se encarga del seguimiento del sol por parte de cada heliostato. Se consigue así que toda la radiación que llega al campo solar sea reflejada hacia el receptor. Vista aérea de la PS10 en Sanlúcar la Mayor (Sevilla). 8 Existen varios tipos de receptores que se han ido desarrollando paralelamente al desarrollo de la tecnología solar de concentración. Los receptores de tubos consisten en una cavidad con las paredes cubiertas de tubos en la que incide la radiación solar, calentando el fluido calor-portador que fluya por esos tubos. Es una concepción casi idéntica a las tradicionales calderas acuotubulares. La otra concepción de los receptores son los volumétricos, en los cuales se calienta directamente el fluido (que suele ser aire), que viaja a través de una especie de espuma porosa. Esta tecnología más depurada evita el problema de dilatación de los tubos y puntos 6

2 calientes, si bien introduce la problemática de trabajar con un aire a la salida del receptor a una muy elevada temperatura (700º C), siendo importantes las pérdidas que se tienen a pesar del aislamiento cerámico. La principal ventaja que ofrecen los receptores volumétricos es la mayor densidad de calor por unidad de superficie que son capaces de absorber. Además, su diseño hace que la temperatura más alta que se da en el dispositivo esté en la salida del fluido, mientras que en los de tubos se da en la superficie de los tubos. Las limitaciones por temperatura máxima que aguanta el material son menos preocupantes por lo tanto en los receptores volumétricos. 9 No obstante, la mayor temperatura que manejan los receptores volumétricos los hace menos eficientes que otros que trabajen por ejemplo por vapor; sobre todo debido a las mayores pérdidas radiantes. Así lo ilustra la siguiente tabla elaborada para el proyecto previo de la PS10 bajo condiciones típicas de trabajo para el aire (700º C a la salida) y para el vapor (250º C a la salida): 10 7

3 Se ha llegado incluso a probar la combinación de ambos tipos de receptores, de manera que se intenta aprovechar las ventajas de ambos y por otra parte solucionar los problemas que tiene cada uno. 11 Se puede comprobar en la bibliografía que en función del fluido calor-portador que use el receptor, existe la posibilidad de recibir un flujo determinado y proporcionar una temperatura de salida determinada. La tabla siguiente muestra unos órdenes de magnitud para agua/vapor, sodio líquido, sales fundidas y aire: 10 8

4 Una de las primeras concepciones de receptor fue el cilindro exterior, como en Solar One 12. Consistía en una superficie cilíndrica que se encargaba de absorber la radiación. Obviamente, el aislamiento de esta superficie con el ambiente no existía, y las pérdidas eran altas. 12 Los primeros receptores, como el de Solar One o los primeros que se desarrollaron de tubos en cavidad (CESA-I), presentaban temperaturas de salida que apenas superaban los 500º C y usaban el vapor como fluido calor-portador: 12 9

5 El receptor de CESA-I es un receptor de tubos en cavidad como de los que hemos hablando anteriormente. Con los heliostatos orientados dirección sur, se orienta la cavidad dirección norte para absorber la radiación reflejada por estos. Nótese que mientras que el receptor de cilindro externo está totalmente rodeado por el campo solar de heliostatos, este de tubos tendrá campo solar instalado únicamente en la mitad norte

6 Otro de los componentes que ha de incorporar un sistema CRS para que pueda operar de manera fiable y continua es un sistema de almacenamiento de energía. Se vienen utilizando mayoritariamente tanques de aceite térmico o de sal fundida para almacenar esta energía térmica, de manera que pueda ser utilizada para la generación de vapor cuando no haya la suficiente radiación solar. Así se hizo en los proyectos Solar One y CESA-I respectivamente

7 Actualmente, existe ya una planta operando comercialmente (Gemasolar 13 ) que emplea almacenamiento con sales fundidas con un esquema similar al que se ha expuesto anteriormente: 13 Las plantas con almacenamiento pueden trabajar 4500 horas al año a su potencia nominal 9. B.2. Ciclos Los ciclos que se vienen utilizando hasta ahora para la producción de potencia en centrales solares de receptor central son los mismos que se usan en otra tecnología cualquiera, con los matices que se verán más adelante: el ciclo Rankine de vapor, el ciclo Brayton con turbinas de gas y el ciclo combinado. Por el momento, sólo los ciclos de vapor han alcanzado el desarrollo suficiente para producir energía de manera comercial; quedando los otros ciclos en proyectos experimentales por ahora. La PS10, por ejemplo, produce electricidad de manera comercial con un ciclo de Rankine de vapor análogo al de las térmicas, donde el lugar que ocuparía la caldera es un receptor con un intercambiador. La temperatura del vapor en estas instalaciones es del orden de 250º C, lo cual hace que el ciclo tenga un menor rendimiento que los ciclos de Rankine en térmicas, que manejan temperaturas del orden de º C e incluso más. Además, la turbina para este ciclo va a estar sometida a altas condiciones de humedad en el escape, así como a frecuentes periodos de transitorio a lo largo de su vida útil. 12

8 El ciclo Brayton o ciclo combinado no suele ser puramente termosolar; pues se necesita del combustible en la cámara de combustión en el conjunto turbina de gas. Se está haciendo una gran apuesta tecnológica por los sistemas híbridos, no habiendo alcanzado la etapa comercial salvo en el caso ISCC (Integrated Solar Combined Cycle) 14. Un ejemplo de sistema híbrido es el proyecto REFOS 15, donde la energía termosolar es usada como fuente de energía adicional en una instalación de turbina de gas o de turbina de gas en ciclo combinado; con el consecuente aumento del rendimiento de la instalación. La configuración más frecuente de un sistema híbrido es la de usar la energía del campo solar para aumentar la temperatura del aire a la salida del compresor. En un ciclo Brayton con turbina de gas, se puede introducir con la siguiente configuración: 14 En el caso del ciclo combinado (ISCC) la configuración es esta otra: 14 13

9 B.3. Campo solar El diseño del campo solar requiere de un complejo estudio óptico que determinará la posición, así como el tamaño y número de heliostatos a colocar. Una vez colocados se calcula la eficiencia del campo solar y se va optimizando hasta encontrar la configuración más apropiada 16. En el artículo citado puede encontrarse un modelo complejo del campo solar, así como el proceso de optimización de este. 10 presenta una serie de ecuaciones simples que explican la posición del heliostato en cada momento, que es movido en todo momento por un mecanismo robusto y preciso que lo mantiene en todo momento perpendicular a la radiación y que se encarga de colocarlo en bandera ante fuertes vientos o circunstancia adversa similar. 10 El rendimiento del campo solar puede obtenerse a partir de las distintas pérdidas que tiene el campo de heliostatos. Estas son el efecto coseno, las sombras que se puedan ejercer sobre los heliostatos, el bloqueo que puede hacer un heliostato de la radiación reflejada por otro heliostato, la reflecividad del espejo, la atenuación que hace la atmósfera sobre la radiación reflejada (tanto mayor cuanto mayor sea la distancia heliostato-torre) y el fenómeno de desbordamiento (radiación que es reflejada fuera del receptor)

10 B.4. Rendimiento receptor Las primeras experiencias en plantas piloto con receptores de cilindro externo descartan pronto esta configuración, por encontrar otras como las de tubos en cavidad que tenían unos mejores rendimientos al permitir un mayor aislamiento. Así se observa en la siguiente gráfica que compara la eficiencia del receptor de cilindro externo de Solar One ( open receiver ) y la del receptor de tubos en cavidad de CESA-I ( cavity receiver ) 12. El posterior desarrollo de los receptores de cavidad ha permitido aumentar la potencia absorbida, que aparece en esta gráfica como un inconveniente frente a la tecnología de Solar One. El rendimiento de un receptor se puede calcular según un balance de energía en el mismo. Si incide sobre el receptor una radiación Cφ, el rendimiento quedaría como: 10 Al receptor llega una radiación Cφ que es absorbida con una eficiencia ατ W, esto es, con una absortividad α que se transmite a través de una ventana con transmisividad τ W. El segundo término es el debido a lo que emite la ventana, que se encontrará a una temperatura T W. Por su parte las pérdidas serán el tercer y el cuarto término. El primero de ellos es el más importante y es el debido a las pérdidas radiantes. Las pérdidas por convección y conducción están caracterizadas por el coeficiente global de transferencia U. Este coeficiente U deberá una parte a convección forzada y otra parte a convección libre. Existen numerosas correlaciones para calcular esta U según sea el receptor del que se trate. {{25 Goswami,D.Yogi 2007/s p ;}} nos remite a (Becker and Vant-Hull 1991). 15

11 B.5. Modelos y resultados en bibliografía La siguiente tabla contiene órdenes de magnitud de potencias, así como fluido calor-portador y fluido de almacenamiento en plantas experimentales que se han construido en los 80 y 90: 5 Una tabla más actualizada que incluye plantas experimentales construidas posteriormente a los años 90: 9 16

12 Y otra más actualizada: 10 Asimismo, la siguiente tabla enumera algunas características de una central de potencia termosolar en el año 1997 y lo que se espera que gracias al desarrollo técnico y la investigación se tendrá en 2030: 9 El proyecto REFOS surge con la idea de hacer un sistema híbrido solar con turbina de gas integrable en un ciclo combinado. La modularidad del receptor hace que pueda ser adaptado a un amplio rango de potencias, consiguiéndose en cada módulo del receptor que se absorban 350 kw th bajo condiciones de diseño, operando el receptor volumétrico presurizado a 15 bar absolutos y una temperatura del aire a la salida de hasta 800º C. El rendimiento se evalúa en torno al 80%

13 En la tabla siguiente se recogen en términos anuales de funcionamiento el rendimiento de la parte solar así como su peso en toda la instalación a partir de la energía que se produce en cada parte: 15 Uno de los caminos de investigación que ha seguido la tecnología termosolar ha sido introducir las sales fundidas como fluido calor-portador y/o de almacenamiento. Las características de algunas centrales experimentales que han usado sales fundidas son: 9 18

14 La central experimental PS10 se diseñó en fase experimental como una central de 10 MW puramente termosolar que usaba un receptor volumétrico de aire presurizado y tenía el siguiente esquema: Los parámetros de diseño se recogen en la siguiente tabla: 9 19

15 El diseño previo de la PS10 cuyos parámetros se han presentado fue cambiado finalmente a un receptor de vapor, siendo la primera central de estas características que entra a operar de manera comercial en el mundo. Posteriormente entró en servicio una planta análoga de 20 MW emplazada en la misma ubicación, la PS20. Como muestra del almacenamiento con sales fundidas, la planta Gemasolar construída en Fuentes de Andalucía (Sevilla, España) e inaugurada en octubre de 2011 supuso la primera planta en el mundo que, operando comercialmente, cuenta con un sistema de almacenamiento térmico en sales fundidas para hacer frente a las variaciones temporales del recurso solar. Como se aprecia en la imagen, cuenta con un campo solar circular, siendo la potencia desarrollada de 20 MW

16 Más recientemente, en febrero de 2012, AORA Solar ha puesto en servicio una instalación termosolar de funcionamiento híbrido en la Plataforma Solar de Almería. Consiste en un sistema híbrido de turbina de gas (100 kwe), donde la energía térmica residual es utilizada para desalinización (170 kwth). El esquema de funcionamiento es el siguiente: 18 21