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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE SEVILLA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ENERGÉTICA
GRUPO DE TERMOTECNIA
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL
SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA
PLANTA TERMOSOLAR DE
COLECTORES
CILINDROPARABÓLICOS
Proyecto Fin de Carrera
Autora: Selene Molina Blanco
Tutor: Francisco Javier Pino Lucena Sevilla, Julio 2014
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
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A mi familia, por no dudar de mi
capacidad.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
2
Índice
1. Introducción ......................................................................................................................7
1.1. Cambio en el sector energético. .........................................................................7
1.2. Situación de las energías renovables en España. .............................................9
1.3. Energía solar. .......................................................................................................... 11
1.4. Tecnologías de aplicación de la energía solar. ............................................. 15
2. Centrales de colectores cilindro parabólicos ......................................................... 20
2.1. El campo solar ....................................................................................................... 23
2.1.1. Cimentación y estructura ........................................................................... 23
2.1.2. Colector cilíndrico-parabólico ................................................................... 25
2.1.3. Tubo receptor ................................................................................................ 26
2.1.4. Sistema de transferencia térmica ............................................................. 28
2.1.5. Sistema de seguimiento .............................................................................. 30
2.2. Sistema de almacenamiento ............................................................................. 32
2.3. Bloque de potencia ............................................................................................. 34
2.3.1. Generador de vapor ................................................................................... 35
2.3.2. Turbina de vapor ........................................................................................... 37
2.3.3. Condensador ................................................................................................ 38
2.3.4. Torre de refrigeración ................................................................................... 39
2.3.5. Precalentadores ............................................................................................ 40
2.3.6. Desaireador ................................................................................................... 40
2.3.7. Bombas del ciclo .......................................................................................... 41
2.4. Sistemas auxiliares ................................................................................................. 42
2.4.1. Sistema de protección contra incendios ................................................ 42
2.4.2. Sistemas de ventilación y aire acondicionado ...................................... 42
2.4.3. Sistema de aire comprimido ...................................................................... 43
2.4.4. Sistema de alumbrado ................................................................................ 43
2.4.5. Sistemas eléctricos ........................................................................................ 44
2.4.6. Sistema de suministro y tratamiento de agua ........................................ 44
2.4.7. Sistema de tratamiento de efluentes ....................................................... 45
2.4.8. Limpieza de espejos ..................................................................................... 45
2.4.9. Estación meteorológica .............................................................................. 45
3. Descripción y uso de Thermoflex. ............................................................................... 46
3.1. Iniciar una simulación: preferencias.................................................................. 46
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
3
3.2. Interfaz gráfica. ..................................................................................................... 47
3.3. Descripción de Modos de Simulación. ............................................................. 48
3.3.1. Modo Edit Drawing. ...................................................................................... 48
3.3.2. Modo Thermodynamic Design. .................................................................. 49
3.3.3. Modo Engineering Design. .......................................................................... 49
3.3.4. Modo Off-Design........................................................................................... 50
3.3.5. Modo Mixed. .................................................................................................. 50
3.3.6. Modo Defined Performance. ..................................................................... 50
3.4. Metodología. ......................................................................................................... 51
3.5. Herramientas del programa. .............................................................................. 52
3.5.1. Custom efficiency. Energy acounting ...................................................... 52
3.5.2. Control loops .................................................................................................. 52
3.5.3. Searcher.......................................................................................................... 53
3.5.4. Excel Link ......................................................................................................... 53
4. Análisis de sensibilidad del campo solar de una central CCP con Thermoflex 54
4.1. Campo solar........................................................................................................... 55
4.1.1. Campo solar .................................................................................................. 56
4.1.2. Bombas de HTF .............................................................................................. 59
4.2. Generador de vapor ............................................................................................ 62
4.3. Turbina ..................................................................................................................... 66
4.4. Sistema de condensación .................................................................................. 69
4.4.1. Condensador ................................................................................................ 70
4.4.2. Torre de refrigeración ................................................................................... 71
4.4.3. Bomba de condensado .............................................................................. 72
4.5. Tren de precalentamiento .................................................................................. 72
4.5.1. Precalentadores ............................................................................................ 73
4.5.2. Desgasificador ............................................................................................... 75
4.6. Planta completa ................................................................................................... 76
4.7. Análisis de sensibilidad ......................................................................................... 81
4.7.1. Influencia de la localización ...................................................................... 82
4.7.2. Influencia del día del año ........................................................................... 83
4.7.3. Influencia de la hora del día ...................................................................... 84
4.7.4. Influencia de la temperatura ambiente y la humedad relativa ........ 85
4.7.5. Influencia del fluido térmico ....................................................................... 86
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
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4.7.6. Influencia de la transmisividad de la atmósfera. ................................... 87
4.7.7. Influencia de las dimensiones del tubo receptor ................................... 89
4.7.8. Influencia de la orientación del campo solar ........................................ 90
5. Resumen y conclusiones .............................................................................................. 92
6. Bibliografía ...................................................................................................................... 94
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TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
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Listado de figuras
Figura 1.1 Evolución de las temperaturas en Sevilla .........................................................7
Figura 1.2 Desarrollo y previsión del consumo de petróleo a nivel mundial ................8
Figura 1.3 Consumo de petróleo por zonas ........................................................................8
Figura 1.4 Estructura de generación eléctrica 2012 ..........................................................9
Figura 1.5 Evolución del consumo de energías renovables ......................................... 10
Figura 1.6 Escenario del PER 2011-2020. Consumo de energía primaria.................... 10
Figura 1.7 Escenario del PER 2011-2020. Evolución de la capacidad eléctrica
instalada .......................................................................................................................................... 11
Figura 1.8. Componentes de la radiación solar .............................................................. 12
Figura 1.9 Posición del sol respecto a una superficie ..................................................... 13
Figura 1.10 Mapa mundial de radiación global ............................................................. 13
Figura 1.11 Mapa de España de radiación global......................................................... 14
Figura 1.12 Célula fotovoltaica ........................................................................................... 15
Figura 1.13. Elementos de un colector solar plano ......................................................... 16
Figura 1.14 Colector cilindro parabólico. ......................................................................... 17
Figura 1.15 Colector lineal Fresnel. ..................................................................................... 18
Figura 1.16. Planta de torre central .................................................................................... 18
Figura 1.17 Disco parabólico con motor Stirling. ............................................................. 19
Figura 2.1 Esquema típico de una central termosolar ................................................... 21
Figura 2.2 Cimentaciones de colectores cilíndrico-parabólicos ................................. 23
Figura 2.3 Análisis de esfuerzos del colector SENERtrough ............................................. 24
Figura 2.4 Reflectores solares montados en un colector cilíndrico-parabólico ........ 25
Figura 2.5 Disposición de las capas en los espejos ......................................................... 26
Figura 2.6 Esquema de construcción de la superficie parabólica .............................. 26
Figura 2.7 Disposición de las capas de un tubo receptor ............................................. 27
Figura 2.8 Esquema de un tubo receptor ......................................................................... 28
Figura 2.9 Distribución de los colectores sobre el terreno ............................................. 30
Figura 2.10 Sistemas de seguimiento solar de un solo eje (izq.: Este-Oeste, dcha.:
Norte-Sur) ......................................................................................................................................... 31
Figura 2.11 Esquema del sistema de almacenamiento en sales ................................. 33
Figura 2.12 Esquema de un ciclo de vapor ..................................................................... 34
Figura 2.13 Interior de un intercambiador de carcasa y tubos ................................... 35
Figura 2.14. Evaporadores tipo Kettle y tipo coil. ............................................................ 36
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TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
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Figura 2.15 Ciclo de Rankine regenerativo. ..................................................................... 38
Figura 2.16 Esquema de un condensador ....................................................................... 39
Figura 2.17 Esquema del interior de un precalentador ................................................. 40
Figura 2.18 Estructura de un desgasificador .................................................................... 41
Figura 3.1 Pantalla inicial de Thermoflex ........................................................................... 47
Figura 3.2 Ventana Control Loops ...................................................................................... 53
Figura 4.1 Campo solar. ED Main Inputs ........................................................................... 57
Figura 4.2 Campo solar. ED Irradiance.............................................................................. 58
Figura 4.3 Plano campo solar .............................................................................................. 59
Figura 4.4 Bomba de HTF. TD ............................................................................................... 60
Figura 4.5 Bomba de HTF. ED ............................................................................................... 61
Figura 4.6 Bomba de HTF. Curvas de funcionamiento. ................................................. 61
Figura 4.7 Campo solar ........................................................................................................ 62
Figura 4.8 Esquema del Generador de Vapor ................................................................ 64
Figura 4.9 Evaporador. TD .................................................................................................... 65
Figura 4.10 Diagrama TQ Evaporador ............................................................................... 66
Figura 4.11 Esquema de la Turbina .................................................................................... 67
Figura 4.12 ST Assembly ........................................................................................................ 68
Figura 4.13 Generador eléctrico ........................................................................................ 69
Figura 4.14 Condensador TD ............................................................................................... 70
Figura 4.15 Torre de refrigeración TD ................................................................................. 71
Figura 4.16 Sistema de condensación .............................................................................. 72
Figura 4.17 Bomba de condensado .................................................................................. 72
Figura 4.18 Tren de precalentamiento .............................................................................. 73
Figura 4.19 Precalentador de agua de alimentación TD ............................................. 74
Figura 4.20 Desgasificador TD ............................................................................................. 75
Figura 4.21 Diagrama TQ Precalentador 3 ....................................................................... 76
Figura 4.22 Definición de la eficiencia del ciclo ............................................................. 77
Figura 4.23 Esquema colector............................................................................................. 79
Figura 4.24 Planta completa ............................................................................................... 80
Figura 4.25 Clear sky CF ........................................................................................................ 88
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
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1. Introducción
1.1. Cambio en el sector energético.
Desde unas décadas a esta parte, el sector energético se ha visto involucrado en
una profunda evolución propiciada por diversos factores. La preocupación por el
medio ambiente, el paulatino agotamiento de los combustibles fósiles y el aumento de
la demanda energética, entre otros, han hecho que la sociedad actual innove y
busque soluciones.
Son muchas las teorías sobre la existencia de un calentamiento global propiciado
por los gases fruto de la quema de combustibles fósiles. Si bien está comprobado que
la temperatura terrestre ha ido fluctuando por causas naturales a lo largo de los siglos,
en los últimos 50 años los registros demuestran que la temperatura mundial promedio
ha aumentado al ritmo más rápido de la historia, lo cual concuerda con el uso
excesivo que se le ha dado a estos combustibles en los últimos dos siglos.
Figura 1.1 Evolución de las temperaturas en Sevilla
No se debe olvidar que estos gases no sólo aumentan el efecto invernadero, sino
que son también perjudiciales para la salud de los seres humanos y los animales,
causan “boinas” de contaminación en las grandes ciudades, lluvia ácida que
degrada cultivos y edificios…
Otro de los motivos por los que se empezaron a estudiar alternativas es la
problemática de los combustibles fósiles en sí mismos. Desde principios del siglo XX,
con la expansión comercial de los automóviles, se disparó la demanda de petróleo.
Entonces las reservas parecían ilimitadas, por lo que se produjo y consumió de manera
insostenible. Este alto consumo se ha traducido en una reducción de las reservas, el
aumento del precio del barril del petróleo, la necesidad de estudiar formas alternativas
de generar energía, el desarrollo de tecnologías cada vez más agresivas para
aumentar la extracción…
La Figura 1.2 Figura 1.2 Desarrollo y previsión del consumo de petróleo a nivel
mundialmuestra la evolución de la producción de petróleo y derivados desde
principios del siglo XX y su posible evolución a lo largo del siglo XXI. Se aprecia una gran
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
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pendiente de crecimiento entre los años 50 y 70; y se augura un pico de producción
entre 2010 y 2020, con la consecuente disminución de las reservas a nivel mundial.
Figura 1.2 Desarrollo y previsión del consumo de petróleo a nivel mundial
Sumado a los dos últimos factores está el alto crecimiento de la población
mundial en el último siglo. La tendencia durante este período ha sido de
desplazamiento a las ciudades, con el consiguiente aumento de la demanda
energética. En los últimos años el crecimiento de la economía de los países
desarrollados se ha visto frenado pero, a la vez, las llamadas economías emergentes
han seguido creciendo, en especial China e India. Esto sumado a que estos dos países
están precisamente entre los más poblados, hace que el consumo a nivel mundial siga
creciendo preocupantemente.
Figura 1.3 Consumo de petróleo por zonas
Por todos estos motivos, nos encontramos ante un profundo cambio de
mentalidad en el sector energético, donde las energías renovables ocupan un lugar
cada vez más grande y necesario.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
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Existen muchas tecnologías alternativas con un gran potencial de crecimiento si
se invierte en ellas. Cada vez son más las leyes y protocolos que fomentan acciones
como el uso de energías renovables, la mejora de la eficiencia de equipos, edificios e
infraestructuras y la reducción de emisiones de CO2 entre otras.
1.2. Situación de las energías renovables en España.
La producción eléctrica bruta anual en 2012 fue de 297.471 GWh, lo que supone
un ligero incremento del 1,22% respecto al año 2011. La contribución de las renovables
a la generación eléctrica global representó un 29,23%, porcentaje ligeramente inferior
al del pasado año. A pesar de ello, las energías renovables se consolidan como fuente
energética predominante en la generación eléctrica por tercer año consecutivo. La
Figura 1.4 muestra la distribución de la producción eléctrica entre las distintas
tecnologías de generación.
Figura 1.4 Estructura de generación eléctrica 2012
Se puede observar que la producción eólica prácticamente duplica a la
hidroeléctrica y, entre la dos, ocupan más del 80% de la producción de electricidad
con fuentes renovables. Respecto a 2011, se observa un aumento significativo de la
eólica, una importante reducción en la producción hidroeléctrica (26,6%) y un
aumento porcentualmente muy notable de la solar termoeléctrica, que ha duplicado
su producción. En su conjunto, las energías renovables distintas de la eólica e
hidráulica ganan peso específico en la estructura de producción con fuentes
renovables, pasando de menos de un 16% en 2011 a un 19,5% en 2012. Por su parte, la
capacidad de producción de biocarburantes (biodiesel y bioetanol) experimentó un
aumento del 4,3% entre 2011 y 2012.
Centrándonos ahora sólo en el sector de las energías renovables, en la Figura 1.5
puede verse la evolución del consumo de primario de energías renovables en el
período 1990-2012. Dentro de este consumo primario se incluyen también usos distintos
a la producción de electricidad, como pueden ser el transporte, la climatización o la
obtención de agua caliente sanitaria.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
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Figura 1.5 Evolución del consumo de energías renovables
* ktep: kilotonelada equivalente de petróleo (1tep = 11630 kWh)
En cuanto a las últimas medidas tomadas por el gobierno español dentro del
marco de la reforma energética, la más polémica quizás haya sido la aprobación del
Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procedió a la suspensión de los
procedimientos de preasignación de retribución y a la supresión de los incentivos
económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de
cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos.
El citado Real Decreto-Ley, justifica la suspensión, temporal, de estos incentivos
desde un punto de vista técnico (las energías renovables han superado con creces en
2010 los objetivos potenciales instalados previstos en el Plan de Energías Renovable
2005-2010 para la energía eólica, solar termoeléctrica y solar fotovoltaica, y hay
margen para cumplir los objetivos de 2020) como desde un punto de vista económico
(reducir el desequilibrio entre los costes de producción y el valor de las primas,
disminuyendo el gasto público y el déficit tarifario).
Otra medida reciente es el Plan de Energías Renovables 2011-2020, en el cual se
establece como objetivo conseguir una cuota mínima del 20% de energía procedente
de fuentes renovables en el consumo final bruto de energía, y una cuota mínima del
10% de energía procedente de fuentes renovables en el consumo de energía en el
sector del transporte para el año 2020.
Figura 1.6 Escenario del PER 2011-2020. Consumo de energía primaria
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
11
Figura 1.7 Escenario del PER 2011-2020. Evolución de la capacidad eléctrica instalada
En la Figura 1.7 se muestran la previsión de la evolución del consumo de energía
primaria y de la capacidad eléctrica instalada, respectivamente, según fuentes
energéticas.
Como se deduce de ambas imágenes, el objetivo es reducir el aporte de carbón
y productos petrolíferos al total de la capacidad eléctrica española y aumentar el de
energías renovables e hidroeléctrica por bombeo. La nuclear y el gas natural ya
cumplen el marco legal, por lo que su aporte se mantendría constante.
1.3. Energía solar.
La radiación solar es una forma particular de radiación térmica con una
distribución también particular de longitudes de onda. Posee una elevada calidad
termodinámica al ser el resultado de procesos que tienen lugar en la superficie del Sol
a altas temperaturas.
A efectos prácticos, desde la Tierra, el Sol puede ser considerado como un foco
térmico a 5777 K que nos hacer llegar 1367 W/m2 en forma de radiación
electromagnética. Si se extrapola este valor, denominado normalmente constante
solar, se obtiene que la superficie de la Tierra en su totalidad recibe del Sol una energía
de aproximadamente 1,74x1017 W.
Componentes de la radiación solar:
Al atravesar la atmósfera, la radiación solar es transmitida, absorbida e incluso
reflejada por el efecto del vapor de agua, las nubes, el ozono y los aerosoles que
existen en las distintas capas de la atmosfera, fenómeno que se conoce como
scattering.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
12
Figura 1.8. Componentes de la radiación solar
De estas complejas interacciones de la atmosfera terrestre con la radiación solar
resultan las componentes que se definen a continuación:
Radiación Solar Directa: es la radiación solar que recibe la Tierra sin sufrir
ninguna dispersión atmosférica.
Radiación Solar Difusa: es la radiación solar que llega a la superficie de la
Tierra después de ser reflejada. No tiene una dirección privilegiada y se
debe a la interacción de los distintos factores atmosféricos anteriormente
citados (nubes, partículas de polvo, vapor de agua, moléculas de CO2,
oxigeno, ozono, etc.). Algunos autores descomponen la radiación difusa a
su vez, en la suma de radiación difusa isotrópica, circunsolar y de horizonte.
Radiación Solar Reflejada (de albedo): es la radiación solar que procede
de la reflexión de la superficie terrestre (suelos, edificios, etc.).
Radiación Solar Global: es la suma de la radiación solar directa y la
radiación solar difusa. Algunos autores añaden como un tercer sumando, la
radiación reflejada o albedo. Otros incorporan el valor de esta a la
definición de radiación difusa. Depende fundamentalmente de si lo que se
quiere evaluar es la radiación solar total que se recibe del sol, o la que es
aprovechable en la superficie.
En particular, para las tecnologías de concentración, solo resulta aprovechable la
radiación solar directa, puesto que solo es posible concentrar en un foco aquella
radiación cuya dirección es conocida.
Posición del sol relativa a una superficie:
La posición relativa del Sol con respecto a una superficie se establece en función
de la posición solar en la esfera celeste y de la posición de la superficie sobre el plano
del horizonte, la cual viene caracterizada por dos ángulos, como puede verse en la
Figura 1.9 Posición del sol respecto a una superficie:
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
13
Figura 1.9 Posición del sol respecto a una superficie
El ángulo acimutal, γ, también llamado orientación, que forma la
proyección de la normal a la superficie sobre el plano horizontal con el
plano meridiano del lugar. Se cuenta a partir del punto cardinal Sur, de 0ºa
±180°, positivamente hacia el Este y negativamente hacia el Oeste.
La pendiente o inclinación, β, de la superficie, que es el ángulo formado
por dicha superficie con el plano horizontal. Se mide de 0° a 180°. Si β >
90° la superficie estaría enfrentada al suelo.
La irradiación solar recibida por una superficie está influenciada por el ángulo de
incidencia, i, que forman los rayos del Sol con la normal a la superficie.
Distribución geográfica de la radiación solar:
Debido a la forma de la esfera terrestre, de su superficie y a su posición con
respecto al sol, la cantidad de energía solar recibida en cada punto de la Tierra no es
constante. Esto hace que existan lugares más idóneos que otros para instalar y explotar
centrales solares.
Figura 1.10 Mapa mundial de radiación global
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
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A nivel mundial, se le llama “cinturón solar” a la franja situada entre las latitudes ±
35° respecto al ecuador. En dicha franja los niveles de radiación son mayores de 1700
kWh/m2 al año, lo que hace muy atractivos a los países incluidos en esta área por su
potencial para generar electricidad solar térmica con unos costes aceptables.
Paradójicamente, las regiones pertenecientes a este cinturón (África, Oriente
Medio, Sureste Asiático, y Sur América) albergan aproximadamente al 75% de la
población mundial y el 40% de la demanda mundial de electricidad. Aunque muchos
de estos países están actualmente en desarrollo y aumentarán su demanda eléctrica
en el futuro, se plantea la problemática de transportar la energía generada en estas
zonas a países donde el consumo sea más alto.
A raíz de esta problemática se han desarrollado propuestas como Desertec, un
conjunto de propuestas para Europa, Oriente Medio y el norte de África (EUMENA)
desarrolladas por la Trans-Mediterranean Renewable Energy Cooperation (TREC), una
red internacional de científicos e ingenieros. Este proyecto aúna dos piezas
fundamentales: enormes granjas solares en el norte de África (con aprovechar
únicamente el 0,3% de la luz del sol que existe en esas zonas se cubriría toda la
demanda energética de Europa) y la creación de una nueva red eléctrica de
corriente continua de alto voltaje (HVDC).
Esta nueva tecnología de transporte eléctrico presenta muchas ventajas. Con
unas pérdidas en el transporte en torno al 3% por cada 1000 km, al que habría que
añadir un 1% de pérdidas en la conversión AC/DC al final de cada punto de una línea
HVDC, se tiene que el transporte de electricidad al Reino Unido desde el norte de
África supondría unas pérdidas de menos del 10%, más o menos la misma que se
produce con líneas de alta tensión de alterna (HVAC) en distancias mucho más
pequeñas.
Figura 1.11 Mapa de España de radiación global
España no se sitúa dentro de este cinturón solar, pero también dispone de unos
magníficos datos de radiación. La radiación media anual oscila entre los 1200 y los
2000 kWh/m2 según la zona que se estudie.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
15
Además, España tiene la ventaja de disfrutar ampliamente de la luz solar con una
media de 2500 horas de sol aseguradas al año. La poca nubosidad, la baja humedad
ambiental, el clima seco y la incidencia de los rayos solares, hacen que España tenga
unos valores de radiación directa envidiables. Aun así, existen diferencias evidentes
entre las distintas comunidades españolas. Según los datos disponibles, existe un gran
contraste entre las comunidades del Cantábrico, que rondan las 1700 horas de sol al
año, y las mediterráneas, que alcanzan las 2750 horas de sol anuales.
Estas diferencias están motivadas por la presencia de varias zonas climáticas en el
interior de la Península Ibérica, lo que explica por qué algunas zonas del norte de
España reciben menos horas de sol que incluso regiones del centro de Europa, como
Viena, con 1890 horas de sol anuales. Las provincias del sur de Andalucía y Canarias
son las que concentran mayor número de horas de sol al año, alcanzando las 3000.
1.4. Tecnologías de aplicación de la energía solar.
Actualmente, las tres formas más extendidas de aprovechamiento de la energía
solar son las siguientes:
1. Energía solar fotovoltaica: consiste en la obtención de electricidad obtenida
directamente a partir de la radiación solar mediante un dispositivo semiconductor
denominado célula fotovoltaica, o bien mediante una deposición de metales sobre un
sustrato denominada célula solar de película fina.
El principio de funcionamiento de dichas células es el efecto fotoeléctrico.
Cuando sobre un semiconductor incide una radiación luminosa con energía suficiente
para romper los enlaces de los electrones de valencia y generar pares electrón-hueco,
la existencia de una unión p-n separa dichos pares, fluyendo electrones hacia la zona
n (negativa) y huecos a la zona p (positiva), creando en resumen una corriente
eléctrica que atraviesa la unión desde la zona n a la p, y que puede ser entregada a
un circuito exterior (saliendo por la zona p y entrando por la n).
Figura 1.12 Célula fotovoltaica
Para construir paneles solares se agrupan estas células y se encapsulan en dos
capas de EVA (etileno-vinilo-acetato), entre una lámina frontal de vidrio y una capa
posterior de un polímero termoplástico (frecuentemente se emplea el tedlar) u otra
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
16
lámina de cristal cuando se desea obtener módulos con algún grado de
transparencia.
Una de las grandes ventajas de la tecnología solar fotovoltaica es su flexibilidad.
Puede generarse electricidad desde a pequeña escala integrando paneles solares en
tejados, fachadas o cubiertas que permitan autoabastecerse hasta disponiendo en un
terreno una gran cantidad de módulos que generen electricidad para verterla a la
red.
La fotovoltaica ha llegado a ser la tercera energía renovable más usada después
de la hidroeléctrica y la eólica. A finales de 2013 había 140 GW instalados en todo el
mundo, de los que 4 679 MW estaban en España.
2. Energía solar térmica: consiste en el aprovechamiento de la energía del Sol
para producir calor que puede aprovecharse para cocinar alimentos o para la
producción de agua caliente destinada al consumo de agua doméstico (agua
caliente sanitaria, calefacción…). Adicionalmente puede emplearse para alimentar
una máquina de refrigeración por absorción, que emplea calor en lugar de
electricidad para producir frío con el que se puede acondicionar el aire de los locales.
Figura 1.13. Elementos de un colector solar plano
La conversión de energía solar a térmica se produce en unos colectores de baja
temperatura. Son paneles formados por una cubierta que minimice las pérdidas por
convección y radiación; una placa absorbente con gran absorción solar y emisión
térmica reducida (los materiales comunes no cumplen estos dos requisitos, por lo que
suelen usarse dos o más capas de distintos materiales); los tubos por los que circula el
fluido al que se la transfiere la energía térmica y, finalmente, una capa aislante que
minimice las pérdidas de calor.
3. Energía solar termoeléctrica: es la tecnología que usa el calor del Sol para
generar electricidad. Este proceso se lleva a cabo en las llamadas centrales solares
termoeléctricas o centrales termosolares. El funcionamiento de una planta termosolar
es similar al de una central térmica, pero en lugar de carbón o gas utiliza la energía del
sol. Los rayos solares se concentran mediante espejos en un receptor que alcanza altas
temperaturas. Este calor se usa para calentar un fluido y generar vapor, que mueve
una turbina y produce la electricidad.
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TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
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Existen principalmente cuatro tipos de centrales solares en diferentes estados de
desarrollo. Las centrales de colectores cilindro-parabólicos, de colector lineal Fresnel,
de torre o receptor central y de discos parabólicos con motor Stirling. A continuación
se describen brevemente cada una de las cuatro tecnologías.
Central de colectores cilindro-parabólicos: Son las centrales cuya
tecnología se considera más madura en estos momentos, y constituyen un
95% de la potencia de generación termosolar instalada en el mundo.
Básicamente consiste en espejos con forma cilíndrico-parabólica que se
colocan en serie y concentran la radiación solar en un tubo que porta el fluido
a calentar. Estas líneas de espejos se colocan en paralelo formando lazos por
los que el fluido caloportador pasa y se calienta hasta una temperatura
determinada. Este fluido caliente es usado después para generar vapor y
después electricidad en una turbina.
Figura 1.14 Colector cilindro parabólico.
El factor de concentración (relación entre el área del plano de apertura del
colector y el área del plano que recibe la radiación concentrada) en este tipo
de espejos es de 80:1, lo que permite conseguir temperaturas del fluido
caloportador de hasta 400 ºC, incluso 500 ºC si el fluido es agua-vapor.
Central de colectores lineares Fresnel: La idea de concentrar la radiación solar
en un tubo es la misma que en las centrales de cilindros parabólicos. La
diferencia con éstas es que los espejos son planos, y se usan varios en paralelo
colocándolas a distintos ángulos para simular un espejo curvo. La fabricación
de estos colectores es mucho más sencilla y por tanto más barata que la de los
colectores cilindro parabólicos, aunque el factor de concentración en este
caso es de 20:1. Esto lleva a que se pueda alcanzar una temperatura menor
del vapor y, por tanto, un menor rendimiento en el ciclo de vapor. El
rendimiento de una planta con colectores Fresnel ronda el 27%, mientras que
una con colectores cilindro parabólicos alcanza rendimientos del 39% o más.
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TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
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Figura 1.15 Colector lineal Fresnel.
Planta de torre central: Basadas en la concentración del calor solar por un
conjunto de heliostatos sobre un receptor central montado en la parte
superior de una torre de más de 100 metros de altura. El fluido que circula
por el receptor absorbe la radiación solar altamente concentrada y la
convierte en energía térmica para ser utilizada en la generación de vapor,
que pone en funcionamiento la turbina, y produce, de esta manera,
electricidad.
El fluido calentado en el receptor central puede ser agua, que se transforma
directamente en vapor para posteriormente expandirlo y generar electricidad,
o sales fundidas. En este segundo caso, las sales son bombeadas desde un
tanque “frío” a lo alto de la torre, donde se calientan y son devueltas a un
tanque “caliente”.
Figura 1.16. Planta de torre central
La ventaja de estas plantas frente a las de colectores lineales es que el factor
de concentración es mucho más alto, del orden de 1000:1 y que los espejos
(helióstatos) son planos (baratos de fabricar) e independientes, por lo que se
puede usar un sistema de seguimiento solar en dos ejes, no sólo en uno.
Central de disco parabólico Stirling: Esta tecnología consiste en un espejo
parabólico que concentra la luz solar en un bloque situado en el foco de la
parábola. Dicho bloque está formado por un motor Stirling y un
transformador, por lo que cada disco compone un módulo independiente
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TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
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en el que se genera directamente electricidad a partir de la luz solar. Esto
hace que la forma de explotar este tipo de plantas sea muy parecida a las
de placas fotovoltaicas.
Figura 1.17 Disco parabólico con motor Stirling.
Los motores Stirling son exotérmicos, lo que quiere decir que pueden trabajar
con cualquier fuente de calor externa. El gas contenido en el cilindro del motor
absorbe calor (radiación solar concentrada) y aumenta su temperatura, lo que
provoca un aumento de presión. Esta presión se traduce en trabajo moviendo
un émbolo que a su vez acciona una biela. El transformador pasa esta energía
mecánica a eléctrica.
La ausencia de fluidos circulantes, la simplicidad técnica, el alto grado de
automatización y su altísimo rendimiento (se alcanzan factores de
concentración mayores de 3000:1, por lo que transforma más del 25% de la
radiación incidente en energía eléctrica), hacen de las centrales de disco
parabólico las que presentan un futuro más prometedor.
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TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
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2. Centrales de colectores cilindro parabólicos
Una central termosolar se compone de una serie de elementos agrupados en
bloques con características comunes. El primer bloque a destacar es el campo solar.
Es en él donde se concentra la energía solar y se transforma en energía térmica en
forma de calor sensible. El segundo gran bloque es el bloque de potencia. Este
bloque es el encargado de convertir la energía térmica en energía eléctrica. Entre
estas dos partes se encuentra el sistema de almacenamiento para poder operar la
planta en condiciones de baja o nula irradiación. Finalmente también existen otros
elementos auxiliares necesarios para el desarrollo de la actividad de producción de
potencia.
El campo solar es el lugar donde se realiza la captación de radiación y su
posterior transferencia en forma de calor al HTF. Consiste en una vasta extensión de
terreno cubierta por captadores solares. Se necesitan aproximadamente 2 hectáreas
para producir 1 MW de potencia eléctrica.
El componente principal del campo solar es el colector cilíndrico-parabólico.
Este elemento hace posible concentrar la radiación procedente del Sol y así poder
utilizarla para el fin deseado. Se trata de una estructura recubierta de espejos en
forma de canal parabólico. A lo largo de su línea focal discurre un tubo por el
cual circula el fluido que transporta y almacena la energía. La tecnología
desarrollada por este sistema de concentración permite alcanzar temperaturas de
hasta 550 ºC.
Las superficies reflectantes o espejos son chapas o cristales delgados de hasta 5
mm de espesor para conseguir rigidez y resistencia. Los materiales utilizados son
placas metálicas, vidrio o plástico, recubiertos de películas de plata o aluminio que
proporcionan las características de reflexión necesarias. La tecnología más utilizada es
la de espejos de cristal.
El elemento más importante de un colector es el tubo receptor. Por él circula el
fluido de trabajo que a lo largo de su recorrido incrementa su temperatura hasta
conseguir el valor deseado. Se trata de un tubo de acero de unos 7 cm de
diámetro con un espesor de 2mm aproximadamente. Toda la superficie del tubo
es recubierta con un material selectivo que mejora las propiedades de absorción.
Alrededor de este elemento se dispone una carcasa de cristal creándose el vacío
en el espacio anular. Las pérdidas de calor se ven disminuidas y el recubrimiento
selectivo es protegido frente a la degradación que puede sufrir en contacto con el
aire. La longitud de un tubo receptor es de 4 metros.
Aunque se están desarrollando componentes para trabajar a más altas
temperaturas, el intervalo de temperaturas ideal para trabajar con colectores cilindro
parabólicos es 150ºC- 400ºC. Para temperaturas superiores, las pérdidas térmicas en
este tipo de colectores son altas y reducen su rendimiento. Para temperaturas
inferiores a 150ºC, hay otros colectores más económicos como los colectores de tubo
de vacío.
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El medio en el que se lleva a cabo la transferencia y el transporte de calor es el
fluido caloportador o HTF por sus siglas en inglés (Heat Transfer Fluid). Según la
temperatura a la que se quiera operar la planta y el grado de desarrollo de la
tecnología empleada en el tubo colector, se usará un HTF u otro (vapor, aceite
sintético, sale fundidas…). El fluido más utilizado en las plantas comerciales actuales es
el aceite térmico sintético debido a su baja presión de vapor, lo que permite alcanzar
altas temperaturas sin la necesidad de trabajar a altas presiones.
Figura 2.1 Esquema típico de una central termosolar
Los colectores son elementos de unos 150 metros de longitud y unos 6 metros
de anchura. Cada uno de ellos está formado por otras unidades más pequeñas
llamadas módulos. Estos módulos miden aproximadamente 12 metros, siendo 12
unidades de éstas las que forman un colector. Para formar un módulo se unen tres
tubos receptores para alcanzar los 12 metros de longitud. Los canales cilíndrico-
parabólicos se disponen, típicamente, en forma de lazos de unos 600 metros de
longitud, 300 metros de ida y 300 metros de vuelta. Para el caso del aceite térmico
como fluido de trabajo, cada lazo suele estar compuesto por 4 o 6 colectores. La
temperatura de entrada al lazo suele ser de 290 ºC, saliendo alrededor de 400 ºC. La
distribución de las tuberías suele ser en paralelo: dos tuberías centrales, una caliente y
otra fría, en las cuales se conectan los diferentes lazos. Esta es la composición más
habitual, aunque dependiendo de la planta, estos datos pueden variar ligeramente.
La estructura del colector es el elemento que más posibilidades admite y en la
cual se desarrollan mayores diseños. Se trata de estructuras de acero o aluminio en
forma de celosía capaces de resistir los esfuerzos producidos por el viento.
Otro de los elementos importantes del campo solar es el sistema de
orientación y seguimiento solar. Debido al movimiento que realiza el Sol a lo largo
del día, es necesario disponer de un sistema que mantenga orientado en todo
momento al colector en la dirección de incidencia de los rayos solares. Se trata de
un sistema de uno o dos ejes controlado por diferentes sensores que miden la
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dirección del Sol y corrigen la posición del colector. Lo normal es utilizar un eje, el
cual es el eje longitudinal del colector.
Dentro del bloque de potencia, los elementos que se encuentran son los que se
pueden ver en los ciclos centrales convencionales. De este modo, se tienen: una
turbina que está acoplada al generador de electricidad, diferentes
intercambiadores de calor que hacen las funciones de precalentadores,
generadores de vapor y recalentadores, un condensador asociado a una torre de
refrigeración o, en su defecto, un aerocondensador, y un desgasificador.
El ciclo de vapor a desarrollar en el presente proyecto es un ciclo Rankine
con regeneración y recalentamiento. A grandes rasgos, el proceso que sigue el agua
a lo largo de él es el siguiente:
A la salida del generador de vapor se tiene vapor sobrecalentado, el cual
es enviado hacia el cuerpo de alta presión de la turbina.
En la turbina de alta presión el vapor es expandido volviéndose a llevar al
generador de vapor para un recalentamiento y volver a obtener vapor
sobrecalentado para llevarlo a la turbina de baja presión.
El vapor es expandido en este cuerpo de baja presión y es dirigido hacia
el condensador para evacuar el calor de la mezcla y obtener líquido
saturado.
El condensado es bombeado hacia un desgasificador para eliminar las
posibles partículas gaseosas que pudiera contener el líquido.
Finalmente, se vuelve a bombear el líquido hacia el generador de vapor.
Durante las etapas de expansión, tanto a alta como a baja presión, se realizan
una serie de extracciones con el objetivo de precalentar el agua de
alimentación. De este modo se consigue aumentar la temperatura media del
agua, lo que repercute en un incremento del rendimiento del ciclo. Estas
extracciones se expanden de forma sucesiva en válvulas, haciéndolas pasar por
unos intercambiadores de regeneración hasta llegar al condensador.
Para la realización de estos ciclos complejos, la turbina suele estar preparada
para el recalentamiento y la regeneración. El conjunto de la turbina habitualmente
dispone de dos etapas para la realización de trabajo, uno de alta presión y otro de
baja presión. Entre ambas partes se dispone de la posibilidad de dirigir la mezcla
procedente de la primera expansión hacia un recalentador antes de ser turbinada
en el cuerpo de baja presión. En cuanto a la regeneración, se cuenta con una
serie de puntos de extracción distribuidos a lo largo de la línea de expansión que
pueden ser utilizados o no, a conveniencia del diseño de la planta.
A parte del intercambiador de calor encargado de la generación de vapor, la
otra conexión entre el campo solar y el bloque de potencia es el sistema de
almacenamiento. Este conjunto de elementos hace posible que la generación de
electricidad no se vea únicamente condicionada a la disponibilidad del recurso solar,
sino que se pueda producir durante las horas nocturnas o periodos nublados. Esta
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
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tarea se lleva a cabo por medio de dos tanques de sales fundidas, uno frío y otro
caliente. En sistemas con aceite térmico como fluido caloportador, es necesario
instalar un intercambiador intermedio entre el campo solar y el sistema de
almacenamiento. Las sales van del tanque frío al intercambiador, donde se calientan
y son bombeadas hasta el tanque caliente para almacenarlas. Cuando sea necesario,
este proceso puede revertirse para calentar el fluido caloportador y usarlo para
generar vapor. Utilizando sales fundidas en los colectores parabólicos y en el
generador de vapor se elimina un intercambiador intermedio entre el campo solar y el
sistema de almacenamiento al utilizar ambos el mismo tipo de fluido.
2.1. El campo solar
2.1.1. Cimentación y estructura
Los colectores se fijan al suelo por medio de tornillos. Para ello se precisa de
una adecuada cimentación que aguante los esfuerzos y cargas que en los
colectores se generan. Estas cargas dependen de las dimensiones y de las
características de la estructura, quedando reflejadas en el peso y los esfuerzos que el
viento genera sobre la misma. Las cimentaciones más utilizadas son las de hormigón
armado.
A la hora de proyectar el campo solar, es necesario hacer un detallado
estudio del terreno para conocer sus características geológicas. Este proceso es de
gran importancia para asegurar la buena estabilidad de la planta e impedir que, una
vez la central esté en operación, aparezcan problemas asociados a inestabilidades
del terreno.
La estructura del colector se encarga de dar rigidez a todo el conjunto, así como
servir de apoyo para los reflectores parabólicos y permitir su movimiento a lo largo del
eje longitudinal del colector. Se trata de un conjunto de componentes metálicos
unidos entre sí. Actualmente se están llevando a cabo investigaciones para
desarrollar estructuras más baratas y ligeras mediante fibra de vidrio o materiales
plásticos.
Figura 2.2 Cimentaciones de colectores cilíndrico-parabólicos
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
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Los componentes de la estructura son:
Pilones:
Los pilones utilizados son de dos tipos diferentes: unos de grandes dimensiones
para soportar la mayor parte del peso y las cargas, y otros más pequeños que
sirven de apoyos intermedios y finales.
Brazos soporte:
La fijación de los espejos a la estructura del colector se realiza por medio de
estos elementos. Cada colector está formado por doce módulos que a su vez se
componen típicamente de veintiocho brazos soporte cada uno, haciendo un total
de trescientos treinta y seis brazos soporte por colector. En la Figura 2.3 Figura 2.3
Análisis de esfuerzos del colector SENERtroughse puede ver la situación de estos brazos
a lo largo de un módulo del colector.
La unión entre el espejo y los brazos soporte se realiza por medio de cuatro
elementos cerámicos situados en la parte convexa de la superficie reflectora.
Mediante una tuerca metálica y un adhesivo se efectúa la unión entre ambos
componentes.
Figura 2.3 Análisis de esfuerzos del colector SENERtrough
Soportes del tubo receptor:
El tubo receptor se sitúa en la línea focal del colector. Para su
posicionamiento es preciso disponer soportes intermedios uniformemente distribuidos a
lo largo del colector.
Caja estructural:
La caja estructural es el elemento principal de cada módulo que compone el
colector. En ella se anclan los brazos soporte de los espejos. La conexión con las
cajas estructurales adyacentes se realiza por medio de un sistema de transmisión de
torsión. De este modo, el movimiento de rotación se transmite de un módulo a otro.
Los esfuerzos sobre los espejos se ven reducidos evitándose así roturas
inesperadas durante condiciones desfavorables de altas velocidades de viento. Este
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hecho también repercute en el rendimiento óptico del colector ya que las
deformaciones durante la operación también son menores.
En el diseño de estas estructuras se tienen muy en cuenta las cargas generadas
por el efecto del viento, haciéndose detallados estudios por medio de simulaciones
con ordenador para determinar los valores críticos a los que pueden estar sometidas.
Las investigaciones que se están llevando a cabo se basan en buscar una
reducción de peso, costes y número de componentes, y una mejor resistencia a los
esfuerzos y el viento, junto con una mayor facilidad de transporte.
2.1.2. Colector cilíndrico-parabólico
Para concentrar la energía solar se utilizan unos espejos que reflejan la energía
en el tubo receptor. De este modo se consigue tener toda la radiación distribuida
en un punto concreto. En el caso de los colectores cilíndrico-parabólicos este punto
se transforma en una línea que recorre todo el colector a lo largo de su línea focal,
como se comentó anteriormente. Estas superficies reflectantes se consiguen
mediante películas de plata o aluminio que se depositan sobre un soporte que les
da la rigidez necesaria. Los soportes más empleados son chapas metálicas, plástico y
cristal.
Figura 2.4 Reflectores solares montados en un colector cilíndrico-parabólico
El uso de chapas metálicas constituye un bajo coste debido a que
únicamente se precisa un pulido de la chapa que hace la doble función de soporte
y reflector. El metal más usado suele ser el aluminio, aunque la exposición continuada
a las condiciones ambientales hace que este tipo de soporte no sea muy adecuado
debido a su baja durabilidad.
La utilización de materiales plásticos como soporte requiere la deposición de una
fina película de plata o aluminio sobre una de sus caras. De este modo, el
reflector queda compuesto por una lámina de plástico que puede adherirse a
cualquier estructura soporte. El inconveniente que este material presenta sigue
siendo su exposición al ambiente, resultando arañado y erosionado por todas las
partículas presentes en el aire, sin olvidar la degradación que ocurre debido a
elevadas temperaturas, la humedad y la radiación ultravioleta.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
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26
Sobre la superficie del cristal se deposita una fina capa de plata que es protegida
por otra capa de cobre. Finalmente, estas dos capas se recubren con otras tres capas
más: una capa base, una capa final y una última de un recubrimiento fabricado
con arena del desierto.
Figura 2.5 Disposición de las capas en los espejos
Los espejos se fabrican en pequeños paneles en comparación con todo el
colector. Cada colector puede llevar hasta 336 espejos. Estos paneles se fijan y
acoplan a la estructura soporte y entre ellos, por medio de adhesivos y piezas
cerámicas.
Para conseguir la forma parabólica se emplean franjas parabólicas formadas por
cuatro espejos cada una. Estas franjas tienen una anchura de unos 1,7 metros
aproximadamente y cada espejo tiene una superficie de unos 2 m2.
Figura 2.6 Esquema de construcción de la superficie parabólica
Con las tecnologías actuales, los espejos que se fabrican hoy en día suponen el
20% del coste total del colector debido a los costes de fabricación y de las materias
primas. Es por ello que se estén investigando nuevos reflectores solares y
materiales para abaratar estos costes a largo plazo y ofrecer una mayor variedad en
cuanto a proveedores se refiere.
2.1.3. Tubo receptor
El tubo receptor es el componente del campo solar encargado de transmitir al
fluido de trabajo toda la energía solar concentrada en el colector para su posterior
conversión en energía eléctrica. Se trata de uno de los componentes más
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
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importantes del colector, puesto que su rendimiento global está muy ligado a sus
características.
La posición de este elemento dentro del conjunto es la línea focal del canal
parabólico que forma el colector. Su sujeción se realiza por medio de unos soportes
equidistantes a lo largo de toda la longitud del colector.
Tal y como se explicó previamente el receptor se compone de un tubo metálico
y una carcasa de vidrio concéntrica al anterior. El fluido calorífico circula por
dentro del tubo metálico, mientras que en el espacio delimitado entre los dos
componentes se hace el vacío. El tubo metálico está recubierto por un material
selectivo con elevado coeficiente de absorción y baja emisividad. De este modo se
aprovecha mejor la energía procedente del sol.
El recubrimiento absorbente está compuesto de una serie de capas, tanto
metálicas y de “Cermets” (ceramic metals). La capa metálica está compuesta de
Molibdeno, y confiere la baja emisividad requerida. La capa de “Cermets”
proporciona la absorción de la radiación solar. La composición de esta capa es
una mezcla estratificada de Molibdeno y de alúmina (Al2O3). Estas capas
pueden ser sustituidas por multicapas dieléctricas y metálicas. Por último, se
dispone de una capa dieléctrica que actúa como anti reflejante compuesta
únicamente por Al2O3. Toda esta composición desarrolla un efecto invernadero
que hace aumentar la temperatura del fluido que circula por su interior. La
utilización de este material mejora considerablemente la transmisión de energía, sin
embargo, debido al contacto con el aire y a las altas temperaturas alcanzadas por
el receptor, aparece oxidación y la consiguiente degradación del recubrimiento.
Para paliar este inconveniente, es necesario aislar con una carcasa de cristal al tubo
metálico en una atmósfera de vacío.
Figura 2.7 Disposición de las capas de un tubo receptor
La carcasa de cristal se utiliza por una doble razón: proteger el tubo metálico
de las condiciones meteorológicas adversas y reducir las pérdidas de calor por
convección en todo el conjunto. Debido a que se pone una barrera entre la
radiación y el tubo metálico, esta barrera debe ser lo más permeable posible a la
radiación. Por ello, se utilizan vidrios con recubrimientos específicos que mantienen
una transmisividad muy elevada.
El tubo de vidrio se suelda a un extremo de un fuelle metálico que es el
encargado de absorber las variaciones de longitud sufridas por los diferentes tubos
que componen el receptor. El otro extremo se suelda al tubo metálico. Estas
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dilataciones son consecuencia de los cambios de temperatura a los que está
sometido el receptor.
El vacío se asegura con la utilización de unos elementos llamados getters
situados sobre el tubo metálico. Los getters son sólidos en forma de lámina o alambre
que absorben los gases libres que puedan aparecer en la cavidad, ya sea por
adsorción, absorción u oclusión. La Figura 2.8 muestra un esquema del tubo receptor.
Figura 2.8 Esquema de un tubo receptor
Una parte importante de los fallos de estos tubos tiene lugar en la soldadura
vidrio-metal y en los fuelles metálicos de los extremos encargados de absorber las
dilataciones térmicas del tubo de acero y de la cubierta de vidrio. El coste
asociado a la reposición y mantenimiento de estos fallos es bastante importante.
2.1.4. Sistema de transferencia térmica
Fluido de transferencia:
La energía procedente del Sol es transferida a un fluido calorífico que
posteriormente será utilizada para producir el vapor necesario en el ciclo de
potencia. Este fluido circula a través del tubo metálico que compone el receptor.
Además de esta función de transporte de energía, también tiene la función de
almacenaje.
La temperatura de operación de este tipo de colectores se sitúa entre los 150ºC
y los 400ºC aproximadamente. Cuanto mayor sea la temperatura, las pérdidas
térmicas alcanzan un valor considerable, haciendo que sea necesaria otro tipo de
tecnología.
Para los valores de temperatura requeridos en este tipo de centrales, en torno a
los 400ºC, no es posible la utilización de agua como fluido calorífico. Esto es debido a
que para que el agua se evapore a dicha temperatura, su presión debe ser superior a
la de saturación de la máxima temperatura que alcance el fluido. Por lo tanto, las
tuberías deberían soportar una presión muy alta. Debido a esto se utilizan aceites
térmicos o sales fundidas como fluidos de transferencia.
El aceite térmico es la opción más utilizada dentro de los colectores cilíndrico-
parabólicos. Sus características lo hacen muy apropiado para su uso. Su principal
problema es la degradación que sufre cuando se ve sometido a altas
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temperaturas. Dentro de los aceites utilizados, el que se utiliza con mayor asiduidad
es el Therminol VP-1. Este aceite sintético puede trabajar hasta temperaturas de
400ºC. Para valores mayores de temperatura de salida de los colectores, se hace
necesario el uso de sales fundidas. El punto de congelación del Therminol VP-1 se
sitúa en los 12,7ºC por lo que es necesario mantener en todo momento al aceite por
encima de este valor.
El uso de sales fundidas tiene ciertas ventajas sobre el aceite térmico. Con
ellas es posible obtener una temperatura de salida de los colectores mayor, en torno
a los 450ºC-550ºC. Así, se puede incrementar la temperatura de operación del ciclo de
vapor, obteniendo mayores rendimientos. Además de ser más baratas que los aceites,
tienen bajos niveles de corrosión sobre las tuberías y otros elementos del sistema, son
térmicamente estables a las temperaturas requeridas y tienen bajas presiones de
vapor. También se reducen las dimensiones de los tanques de almacenamiento
para una capacidad dada.
En lo que respecta al medio ambiente, el empleo de sales fundidas
disminuye la contaminación existente en los terrenos donde se instala la central. El
aceite térmico tiene mucha facilidad para fugarse por cualquier resquicio que
encuentre a su paso. Estas fugas gotean en el suelo, resultando un suelo altamente
contaminado, que no puede ser utilizado una vez que la planta haya acabado su
función y se haya desmantelado. Por su parte, las sales presentan mayores
dificultades para abandonar el circuito de tuberías. Cuando esto ocurre, se forman
gránulos sólidos debido a su punto de congelación, no llegando a depositarse sobre
el suelo.
El principal problema que conlleva el uso de sales fundidas como fluido calorífico
es su alto punto de congelación, que varía entre los 120ºC y los 220ºC en función del
tipo de sal. La congelación de las sales en cualquier punto del sistema implica que se
produzcan bloqueos, con el consiguiente colapso del equipo en que esto ocurra. Esto
requiere que se empleen sistemas de calentamiento o mantenimiento de la
temperatura (con traceado eléctrico), lo que encarece y aumenta la complejidad de
operación de la planta.
La temperatura de operación del fluido está limitada por la durabilidad del
recubrimiento selectivo del tubo receptor. Y la elección de los componentes del
sistema se elegirá en función de las propiedades del fluido utilizado.
Sistema de bombeo:
El aceite térmico circulará a través de los colectores del campo solar
calentándose para ser utilizado en el generador de vapor y el en sistema de
almacenamiento de energía térmica. Para ello, es necesario disponer de un sistema
de bombeo que impulse el fluido con la presión requerida y que venza las pérdidas
de carga de la instalación.
El grupo de bombeo estará compuesto por una serie de bombas, dispuestas en
paralelo siempre con alguna de ellas en stand-by y en disposición de comenzar a
funcionar en caso de que alguna de las otras falle.
Sistema de tuberías:
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
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El fluido térmico debe ser transportado desde cada uno de los colectores
hasta el edificio del bloque de potencia mediante un conjunto de tuberías
interconectadas entre sí. Se dispondrán varios grupos de tuberías por cada
subcampo solar en los que esté dividida la instalación.
Por cada subcampo habrá dos tuberías principales, una para la entrada del fluido
frío y otra para el retorno del fluido caliente. Cada lazo se conectará a ambas para la
toma y retorno del fluido. Las dimensiones de las tuberías cambiarán en función de la
distancia al bloque de potencia. A medida que el aceite térmico se va bifurcando
hacia los sucesivos lazos, el diámetro de las tuberías se irá reduciendo para
mantener una velocidad constante. El caso contrario ocurre en el retorno. A medida
que se vierte mayor caudal a la tubería general, el diámetro deberá aumentar por la
misma razón.
Figura 2.9 Distribución de los colectores sobre el terreno
La distribución de los colectores sobre el terreno y su posición con respecto al
bloque de potencia será tal que las pérdidas de carga sean las mínimas posibles y,
consecuentemente, la potencia de bombeo también se verá disminuida.
Todo el sistema tendrá una cierta pendiente hacia el sistema de
almacenamiento para facilitar su vaciado. Así pues, todas las líneas de tuberías
dispondrán de una válvula de purga en su punto más alto y otra válvula de drenaje en
su punto más bajo.
2.1.5. Sistema de seguimiento
La posición del Sol varía a lo largo del día. Para aprovechar toda la radiación
de la manera más eficiente es preciso disponer de un sistema que mantenga el
colector enfocado hacia el Sol durante todo el día. Este sistema hace girar al
colector a lo largo de uno o varios ejes para conseguir este propósito.
La mayoría de las centrales utilizan sistemas de un solo eje frente a los de dos ejes,
al consistir el colector en una serie de módulos unidos entre sí. Las ventajas
asociadas al uso de un eje hacen prevalecer esta tecnología. Son sistemas más
sencillos, baratos y robustos. Esta robustez hace que los esfuerzos que pueden
soportar los colectores sean mayores y se disminuyen las deformaciones mejorando el
rendimiento óptico.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
31
El movimiento del eje, situado a lo largo de toda la longitud del colector, se
realiza por medio de motores hidráulicos. El uso de este tipo de motores se debe al
elevado par de giro que se necesita para poder mover estas grandes estructuras.
El sistema de accionamiento está instalado en el pilón central y cuenta con un
grupo de presión, pistones de accionamiento y electroválvulas. En el caso de
colectores pequeños, se pueden emplear motores eléctricos, ya que no se necesitan
grandes potencias.
La orientación del eje de rotación influye de manera significativa en la
cantidad de energía absorbida. Las orientaciones posibles más utilizadas son Norte-
Sur y Este-Oeste, y su elección depende la latitud del emplazamiento elegido para
la construcción de la central. Para lugares situados entre las latitudes de 30º y 45º,
se emplean sistemas de seguimiento Este-Oeste. En esta configuración el eje del
colector se sitúa a lo largo de la línea Norte-Sur, realizando su movimiento de Este a
Oeste.
Figura 2.10 Sistemas de seguimiento solar de un solo eje (izq.: Este-Oeste, dcha.: Norte-
Sur)
El sistema de accionamiento se compone de dos motores hidráulicos y una
bomba hidráulica que proporciona la presión necesaria al circuito de aceite.
El control de estos movimientos se realiza por medio de un sistema de control
electrónico en bucle abierto o en bucle cerrado. Los colectores están dotados de unos
sensores que evalúan la posición del Sol y comparándola con la posición del
colector, realizan el giro necesario para un correcto enfoque. Las comprobaciones
se llevan a cabo a través de un controlador central que recibe los datos
procedentes de los sensores por medio de conexiones físicas o inalámbricas.
Uno de los sensores más utilizados son las bandas de sombra. Se trata de dos
fotocélulas situadas sobre una superficie plana y separadas por una pared intermedia
llamada banda de sombra. Cuando el colector está enfocado, los rayos solares llegan
perpendiculares a ambas fotocélulas y la banda de sombra no genera ningún
obstáculo. En cambio, cuando el Sol se mueve, empiezan a aparecer sombras sobre
una de las fotocélulas. Las señales emitidas por cada uno de estos sensores son
diferentes. El controlador central evalúa dichas diferencias y acciona el sistema
posicionando de nuevo el colector perpendicular al Sol.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
32
2.2. Sistema de almacenamiento
El almacenamiento incide en las horas de funcionamiento de una central,
permitiendo acumular energía calorífica para la operación a potencia nominal entre 4
y 15h, según la potencia y el diseño de la central. Esto influye en la rentabilidad de la
misma, aumentándola, si bien asumiendo una inversión mayor.
Almacenar calor en una central solar termoeléctrica persigue tres objetivos:
Aumentar la producción anual neta:
El campo solar se sobredimensiona para que la producción térmica sea superior a
la que demanda la turbina en condiciones favorables de funcionamiento. El sobrante
se almacena y se reutiliza en periodos de baja o nula radiación incidente.
Mejorar la calidad de la energía generada:
La radiación solar puede ser muy variable y si estas variaciones se transmiten
directamente a la turbina de vapor y al generador eléctrico la potencia eléctrica
generada será de baja calidad, con los consiguientes perjuicios para la red y para la
turbina de vapor. Este sistema de almacenamiento ayuda a absorber estos transitorios
y permite que la turbina trabaje de manera uniforme mejorando la calidad de la
energía que produce.
Facilitar la operación de la planta:
Se estabiliza la producción de electricidad solventando también los transitorios de
radiación pronunciados. Se puede mantener la planta de potencia operativa incluso
cuando los intervalos de no insolación son largos (horas).
Dotando a la planta de gestionabilidad:
Permite responder ante las órdenes del Operador del Sistema adecuándose a la
demanda.
En definitiva la implementación de un sistema de almacenamiento térmico, SAT,
permite que la planta funcione de forma constante sin tener que detenerse en la
noche. En plantas solares termoeléctricas sin almacenamiento existe la necesidad de
parar y arrancar la planta periódicamente, lo que supone una reducción de fiabilidad
de los equipos. La mayor parte de las averías en las turbinas de vapor se producen
durante los tiempos de parada.
El sistema consiste en almacenar un fluido térmico en dos tanques a diferente
temperatura. Durante los periodos de carga térmica sobrante se va calentando parte
del fluido frío con un intercambiador aceite/fluido de almacenamiento pasando dicho
fluido al tanque caliente. En el momento en el que el campo solar es incapaz de
generar suficiente potencia térmica como para satisfacer el generador de vapor del
ciclo Rankine, el fluido caliente almacenado pasa a aportar su calor al aceite con el
mismo intercambiador y se desplaza ahora hacia el tanque de fluido frío.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
33
Figura 2.11 Esquema del sistema de almacenamiento en sales
El fluido de almacenamiento puede ser el propio aceite, pero su capacidad
calorífica hace que los tanques de almacenamiento sean de grandes dimensiones,
por lo que se suele usar como fluido de almacenamiento sales de nitrato fundidas.
Este tipo de sales están compuestas por un 60% de Nitrato de Sodio y un 40% de
Nitrato de Potasio. Presentan un punto de congelación de 250 ºC aproximadamente
por lo que se deberán mantener ambos tanques siempre a una temperatura superior.
Para ello se colocan calentadores de seguridad que mantienen las sales en estado
líquido en periodos de baja o nula radiación.
El calor se transportará desde el campo solar hasta el generador de vapor o el
almacenamiento térmico de manera paralela; primando el generador de vapor. El
caudal de aceite que se deriva hacia los intercambiadores aceite/sal es la diferencia
entre el total producido por el campo solar y el total requerido por el generador de
vapor solar para generar la potencia nominal en la turbina de vapor.
Cuando el campo solar está operativo y el aceite recoge más calor del que
necesita el generador de vapor las sales se bombean desde el tanque frío hasta el
tanque caliente pasando por el intercambiador de calor aceite/sal, como se observa
en la Figura 2.11.
Las bombas utilizadas son de tipo vertical y están sumergidas en el tanque. El
caudal de sal bombeado dependerá del caudal de aceite entrante en el
intercambiador aceite/sal, por lo que las bombas se accionarán por motores con
variación de velocidad.
El aceite que sale del intercambiador del SAT se une al aceite que sale del tanque
de expansión del aceite y que provenía del intercambiador del generador de vapor.
Ambos están a la misma temperatura; 300 ºC aproximadamente. Una vez unidos serán
succionados por las bombas de aceite térmico.
El volumen de sales almacenadas determinará el tiempo que puede trabajar el
ciclo sin radiación solar.
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TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
34
2.3. Bloque de potencia
El bloque de potencia se sitúa en el centro del emplazamiento de la central
termosolar. Este bloque se compone de todos los sistemas y elementos necesarios para
convertir la energía térmica procedente del fluido calorífico en energía eléctrica.
Como ya se ha nombrado, para generar electricidad se va a hacer pasar el
vapor de agua, generado con el intercambiador aceite/agua, por una serie de
turbinas, produciendo electricidad mediante un alternador. Este ciclo es denominado
ciclo Rankine.
La potencia del ciclo está muy condicionada por la temperatura máxima que es
capaz de alcanzar el vapor de agua. Como se ha visto, el aceite no podrá superar los
400 ºC; por lo tanto podemos aproximar que la temperatura máxima que el vapor
alcanza es de 392 ºC.
Debido a la baja temperatura del vapor se deberá realizar un recalentamiento
que nos permita, una vez que hemos expandido el vapor y éste esté en fase saturada,
devolverle su fase gaseosa para seguir expandiéndolo.
También se realizarán una serie de extracciones de turbina para aumentar el
rendimiento de la planta, ya que el grado de recalentamiento del agua influirá en la
cantidad de calor necesaria en el generador de vapor.
Figura 2.12 Esquema de un ciclo de vapor
El ciclo de potencia se sucede de la siguiente manera: Un caudal de agua es
bombeado hacia el generador de vapor donde pasa a estado gaseoso gracias a un
intercambiador aceite/agua. Atraviesa una serie de turbinas de alta presión donde va
expandiéndose y con ello generando energía. Cuando el agua entra en fase saturada
(mezcla de líquido y gas) vuelve a calentarse mediante otro intercambiador
aceite/agua, volviendo a formar vapor. Este vapor podrá volver a pasar por otras
turbinas, ahora de baja presión, para seguir generando energía.
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TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
35
Parte del caudal ha sido extraído en mitad del cuerpo de turbinas y el que no, se
pasa por un condensador para devolverle el estado líquido y que pueda ser
bombeado nuevamente. Este líquido se precalienta mediante diferentes
intercambiadores de calor con el fluido que había sido extraído. El total del caudal
vuelve al generador de vapor.
2.3.1. Generador de vapor
El generador de vapor es un grupo de intercambiadores de calor que permiten la
transferencia de energía del aceite térmico hacia el agua, consiguiendo la
evaporación de ésta para su utilización en la turbina de vapor. Los intercambiadores
suelen ser de carcasa y tubo, circulando el aceite por el interior de los tubos, mientras
que por la carcasa va el agua precalentada en el caso del economizador o el vapor
de agua en el caso del sobrecalentador. Este intercambiador es el más adecuado ya
que obliga al agua a atravesar en flujo cruzado con el aceite, lo que aumenta el
coeficiente de transferencia térmica. El aceite llega a este elemento con una
temperatura aproximada de 390 ºC y sale de él a una temperatura cercana a los
290ºC.
Las diferentes condiciones por las que pasa la planta a lo largo de su vida
operativa hacen que este elemento esté preparado para operar con diferentes
caudales y temperaturas. Para ello dispone de un sistema de regulación y control. Se
busca que la temperatura de salida siempre sea lo más cercana a la nominal o de
diseño, variando para ello el caudal (dentro de unos márgenes) que lo atraviesa en
función de la energía procedente de la radiación solar.
La presión de operación es la misma que la presión de entrada a la turbina.
Precalentador o economizador:
Es el intercambiador de calor en el que se aproxima la temperatura del agua a la
de evaporación.
Figura 2.13 Interior de un intercambiador de carcasa y tubos
Hay que recordar que el agua ya viene precalentada por las regeneraciones que
se han ido haciendo en el cuerpo de turbinas. En este procedimiento lo que se
pretende es seguir precalentando el agua hasta su saturación, aumentado así el
rendimiento térmico de la central y eliminando las contracciones térmicas que se
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36
puedan producir en el evaporador si el agua no llegara a éste a la temperatura
adecuada.
Normalmente el agua se calienta hasta unos grados por debajo de la
temperatura de saturación de la presión de evaporación a la que se trabaje. Esto se
hace para evitar que, a bajas cargas o en situaciones en las que por algún motivo el
agua de alimentación no llega precalentada del bloque de potencia, se genere
vapor en el equipo que pueda provocar daños.
Evaporador:
En el evaporador se produce la transferencia de energía necesaria para el
cambio de fase. El agua pasa de estar unos grados subenfriada a salir en forma de
vapor saturado.
Se usan mayoritariamente dos tipos de intercambiadores que se describen a
continuación y se muestran en la siguiente imagen:
Figura 2.14. Evaporadores tipo Kettle y tipo coil.
Los evaporadores de tipo caldera o Kettle son intercambiadores de calor de
carcasa y tubo. La carcasa tiene un diámetro mayor que el diámetro del haz de tubos
y el espacio de vapor se encuentra en la parte superior de la carcasa. El banco de
tubos es de dos pasos. El medio de calentamiento fluye dentro de los tubos y la
evaporación tiene lugar en el lado de la carcasa.
El evaporador tipo coil ha sido especialmente desarrollado para aplicaciones de
energía solar, donde se requiere vapor de alta capacidad y de alta presión debido a
los frecuentes arranques/paradas y cambios de carga. Se compone de uno o dos
intercambiadores evaporadores y un calderín de vapor independiente. La
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TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
37
evaporación se produce en el lado de la carcasa. El calderín de vapor está
conectado a los evaporadores con tuberías de bajada de agua líquida (downcomers)
y de subida del vapor (risers).
Sobrecalentador
En este intercambiador de calor es donde el vapor principal se calienta hasta la
temperatura demandada por el ciclo de potencia. Se deberá conseguir el mayor
sobrecalentamiento posible para evitar que el vapor entre en zona bifásica antes de
haber salido de la turbina, ya que los álabes podrían dañarse por las gotas de agua
que se forman.
Los intercambiadores empleados son similares a los del precalentador.
Recalentador
Es un intercambiador de carcasa y tubo parecido al economizador y al
sobrecalentador.
El recalentador recibe el vapor saturado que sale de la turbina de alta presión y lo
sobrecalienta normalmente hasta la misma temperatura que la del vapor principal,
para expandirlo después en la turbina de baja presión.
Si se decide dejar que la turbina expanda hasta que se entra en zona bifásica
(con un título de vapor no menor de 0,9), será necesario instalar un separador de gotas
entre el escape de la turbina de alta y el recalentador.
2.3.2. Turbina de vapor
La turbina de vapor es la encargada de producir el trabajo necesario para mover
el generador eléctrico. Para ello y por medio de una cascada de álabes, expande la
corriente procedente del generador de vapor y convierte dicha energía térmica en
energía mecánica en un eje.
La turbina empleada en las centrales termosolares es de similares características
que las utilizadas en cualquier otra planta de generación de electricidad. A
continuación se enumeran los componentes más significativos de una turbina de
vapor:
Rotor: es la parte móvil de la turbina.
Estator: concéntrica al rotor, es fija y sirve de armazón y sustentación de la
turbina.
Álabes: paletas donde tiene lugar la expansión del vapor. Van unidos al
rotor o al estator. Los álabes de estator son fijos y sirven para dirigir el vapor y
que así empuje a los álabes del rotor, produciendo el movimiento de éste.
Cojinetes: soportan los esfuerzos y el peso del eje de la turbina.
Sistemas de estanqueidad: evitan que el vapor de la turbina escape.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
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Diafragmas: son los discos que van dispuestos en el interior de la carcasa
perpendicularmente al eje y que llevan en su periferia los álabes fijos.
La configuración del ciclo Rankine con recalentamiento y regeneración requiere
de una turbina de dos etapas y con posibilidad de realizar extracciones a lo largo de
la línea de expansión de la turbina. El cuerpo de la turbina viene dividido en dos
partes, una etapa de alta presión y otra etapa de baja presión. El flujo procedente de
la turbina de alta presión es direccionado hacia la turbina de baja presión una vez ha
sido recalentado. Los ejes de ambos cuerpos se conectan de forma axial con el eje
del generador eléctrico.
Figura 2.15 Ciclo de Rankine regenerativo.
Para la generación de energía eléctrica se usan turbinas de condensación. Estas
turbinas se caracterizan por que expanden el vapor en el cuerpo de baja hasta
presiones por debajo de la atmosférica, con lo que se consigue aumentar el trabajo
producido (la relación de expansión es mayor) y la eficiencia térmica.
En la realidad, la turbina de vapor y el condensador están constructivamente muy
cerca, conectados por un ducto o cuello cuya sección más estrecha está conectada
a la turbina y la más alta al condensador.
Para evitar la transmisión de vibraciones desde la turbina hacia otros elementos
del bloque de potencia, la turbina se situará en una bancada independiente.
2.3.3. Condensador
La mezcla de líquido y vapor resultante de la descarga de la turbina de baja
presión se dirige directamente hacia el condensador. En este elemento se extrae el
calor de vaporización de la mezcla y se obtiene agua líquida.
Para la condensación del vapor se utiliza un intercambiador agua/agua de tubos
y carcasa. Por el exterior de los tubos circula el agua del circuito de vapor, mientras
que por el interior lo hace el agua de refrigeración. En la Figura 2.16 Esquema de un
condensador se puede observar un esquema del intercambiador de calor.
El agua de refrigeración proviene de la piscina de la torre de refrigeración. En este
caso se trata de una torre de refrigeración húmeda de la que más adelante se
explicará su funcionamiento.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
39
La presión del agua perteneciente al ciclo Rankine que recorre el condensador
será muy baja, de manera que la potencia obtenida en las turbinas sea máxima. Esto
trae consigo varias consecuencias:
La baja presión del agua proveniente de las turbinas hace este punto el
más desfavorable si hablamos de contaminación del agua con aire
exterior. Para evitar este fenómeno el condensador estará protegido contra
las sobrepresiones con sus correspondientes válvulas.
La temperatura del agua que se empela como agua de refrigeración ha
de ser lo más baja posible.
Se requiere una gran superficie de intercambio para que la transferencia de
calor sea lo mejor posible.
El agua una vez condensada se almacenará en un pozo de condensado donde
las bombas lo aspirarán e impulsarán por el circuito. Este punto será el óptimo para
introducir el agua de reposición.
Figura 2.16 Esquema de un condensador
Además en el condensador se deberán eliminar gases incondensables, como
puede ser el oxígeno. Estos gases suponen el 1% del fluido que llega al condensador y
se eliminan mediante bombas de vacío eléctricas.
El condensado obtenido se retiene en la parte baja del condensador desde
donde es aspirado por la bomba de condensado impulsándolo hacia los
precalentadores y el desaireador.
2.3.4. Torre de refrigeración
Las torres de refrigeración nutren del agua necesaria al condensador para
evacuar el calor de la corriente proveniente de la turbina de vapor. Se trata de torres
de refrigeración húmedas de tiro mecánico inducido con flujo en contracorriente.
El agua derivada del condensador entra a la torre de refrigeración por su parte
superior y se deja caer sobre un empaquetamiento de relleno que renueva la
superficie del agua que se está enfriando. En su caída, el agua se encuentra con una
corriente de aire frío que es impulsado por un ventilador situado en la parte alta de la
torre. En este cruce de flujos, una parte del agua es evaporada, otra es arrastrada por
el viento y otra cae al fondo de la torre desde donde es enviada de nuevo hacia el
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
40
condensador. Puesto que mucha del agua del circuito se pierde en la torre por
condensación con el aire, hará falta añadir agua al ciclo constantemente.
2.3.5. Precalentadores
Los precalentadores son intercambiadores de carcasa y tubo utilizados para
aumentar la temperatura del agua de alimentación. Hay dos grupos de
precalentadores: los de alta presión y los de baja presión.
Los precalentadores de baja presión recogen las extracciones realizadas en la
turbina de baja presión y precalientan el agua procedente del condensador a
expensas de la energía que todavía guardan las extracciones al no realizarse
completamente la expansión. El caudal procedente de las extracciones circula por la
carcasa, donde es expandido una vez ha intercambiado su energía y normalmente
redirigido hacia el siguiente precalentador. Esta operación se hace sucesivamente
hasta llegar al condensador.
Figura 2.17 Esquema del interior de un precalentador
Los precalentadores de alta presión se sitúan aguas abajo del desgasificador.
Realizan la misma operación que los anteriores precalentando el agua procedente del
desaireador.
2.3.6. Desaireador
El desaireador o desgasificador es un intercambiador abierto en el que confluyen
el condensado de la etapa de baja presión y las extracciones de la turbina de alta
presión, haciendo las veces de tanque de agua de alimentación. Su misión es evitar
que se cree una elevada concentración de oxígeno y otros gases contenidos en las
aguas naturales. Normalmente se requiere que la concentración de oxígeno en el
agua sea inferior a 7 ppb (partes por billón). Estos gases pueden ser agentes nocivos
que provocan fenómenos de corrosión en el acero y metales presentes en los
diferentes elementos que componen el bloque de potencia.
La desgasificación se puede realizar por métodos térmicos o por métodos
químicos. El método químico utiliza la adición de hidracina para el secuestro de
oxígeno.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
41
El método térmico consiste en la adición de vapor al volumen de agua de
condensado para eliminar los gases disueltos en ella aprovechando dos efectos
paralelos: el vapor inyectado en la parte inferior del tanque hace el aire se separe y al
aumentar la temperatura del agua la solubilidad de los gases en ésta disminuye.
Figura 2.18 Estructura de un desgasificador
Para que se transfiera bien el calor del vapor al líquido hacen falta tres
condiciones:
Tiempo de residencia elevado.
Superficie de contacto elevada.
Coeficiente de transferencia de calor alto.
En la parte superior hay una válvula de sobrepresión que se abre y expulsa aire
cuando la presión aumenta lo necesario. También soltará vapor, por lo que se deberá
reponer el agua perdida. En la parte inferior del desgasificador se recoge el agua que
partirá hacia el generador de vapor.
2.3.7. Bombas del ciclo
La misión de las bombas es propulsar el agua condensada a través de todo el
circuito. Se colocan a la salida del condensador y a la salida del desgasificador.
Las bombas a la salida del condensador elevarán la presión del fluido hasta la
presión en la que se encuentra el desgasificador. Una vez el fluido sale del
desgasificador vuelve a pasar por unas bombas que aumentarán su presión hasta la
máxima del circuito.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
42
Estos dos juegos de bombas están compuestos por tres bombas (del 50% de
capacidad) situadas en paralelo, tanto a la salida del condensador como del
desgasificador.
Durante la operación normal únicamente operarán dos de las bombas de
condensado instaladas, permaneciendo la otra en reserva.
2.4. Sistemas auxiliares
A parte de los componentes principales descritos hasta el momento, la instalación
también debe disponer de algunos sistemas auxiliares necesarios para el correcto
funcionamiento de la central.
2.4.1. Sistema de protección contra incendios
Al igual que cualquier construcción de estas características, la instalación debe
estar dotada de un sistema de protección contra incendios. La misión de este sistema
es prevenir y extinguir las posibles causas de fuego que se puedan dar de la forma más
rápida posible.
La protección contra incendios se vale de sistemas de detección, sistemas de
extinción, sistemas de almacenamiento de agua y sistemas de control y señalización.
Los sistemas de detección son los encargados de avisar de cualquier anomalía
que se produzca en la planta y que pueda acabar en riesgo de incendio mediante
señales de alarma. Estos sistemas utilizan detectores de humo/fuego, medidores de
temperatura y detectores de fugas para el caso de gases peligrosos.
En los casos en que no se pueda prevenir el comienzo del incendio se utilizan los
sistemas de extinción para paliar los efectos de dicha situación. Estos sistemas de
extinción se sitúan en las zonas de oficinas, campo solar, exterior de edificios, salas de
equipos, bloque de potencia y centros de transformación.
En caso de incendio, debe existir un almacenamiento de agua que pueda ser
utilizada para llevar a cabo tareas de extinción. Esta agua es impulsada por dos
bombas en paralelo, alimentadas desde fuentes diferentes para asegurar que en caso
de fallo en la línea eléctrica de una, la otra pueda prestar el servicio adecuado. El
emplazamiento de estas bombas tiene que estar protegido contra el fuego para que,
en caso de requerir sus servicios, no se vean impedidos por dicha causa.
Finalmente, el sistema de control y señalización centraliza todas las señales
relativas al sistema de protección contra incendios. La señalización ayuda al personal
de la planta a advertir el peligro, así como interactuar con diferentes elementos que
ellos mismos puedan emplear para dar la señal de alarma.
2.4.2. Sistemas de ventilación y aire acondicionado
El confort de los trabajadores y las condiciones de operación de los equipos
requieren un sistema de ventilación y aire acondicionado (HVAC, Heating, Ventilation
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
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and Air Conditioning) para garantizar unas condiciones óptimas de temperatura y
humedad.
Las zonas donde se prevea una ocupación determinada o donde el personal
vaya a realizar alguna tarea deben estar provistas de un sistema de aire
acondicionado y de calefacción. Según la normativa vigente (Código Técnico de la
Edificación y Reglamento de Instalaciones Térmicas de los Edificios) el sistema de aire
acondicionado debe realizar las renovaciones de aire exigidas.
La ventilación de los espacios que así lo requieran, como salas de control de
motores, salas de turbina o salas de bombeo, ha de ser mediante ventilación forzada
por medio de ventiladores de impulsión o extracción.
Estos sistemas deben estar provistos de sus correspondientes silenciadores y filtros
de aire para garantizar la calidad del aire.
2.4.3. Sistema de aire comprimido
Una planta industrial de estas características tiene que disponer de un sistema de
aire comprimido para el funcionamiento de diversos equipos que se valen de esta
fuente para su actividad. La red de aire comprimido se distribuye por todos aquellos
puntos en los que se necesite.
La obtención del aire comprimido se lleva a cabo por medio de compresores
rotativos de forma redundante, existiendo dos compresores capaces de suplir cada
uno de ellos el gasto total de aire comprimido demandado por la central.
Como todo sistema de aire comprimido el aire debe ser correctamente filtrado y
tratado para darle las características oportunas. Este aire se almacena en diferentes
depósitos situados en puntos específicos dentro de las diferentes zonas de la
instalación. Los puntos de acceso deben estar dotados de conexiones rápidas y
válvulas de corte manual.
2.4.4. Sistema de alumbrado
Todas las instalaciones de la planta deben estar correctamente iluminadas, para
ello la central termosolar debe disponer de un alumbrado normal, un alumbrado de
emergencia y un alumbrado de apoyo. En el campo solar, los caminos y sendas
utilizadas para realizar cualquier tarea de mantenimiento u operación también deben
estar alumbrados.
El alumbrado normal asegura una iluminación suficiente tanto en los interiores
como en los exteriores de los edificios para poder llevar a cabo las operaciones que
en ellos se realizan.
El alumbrado de emergencia entra en funcionamiento en caso de fallo del
alumbrado normal. Del mismo modo, dota de la iluminación adecuada para la
evacuación del personal hacia zonas seguras y la entrada del personal de seguridad
hacia los equipos. Para asegurar su entrada en funcionamiento puede ser activado
desde dos fuentes diferentes, una línea eléctrica y un motor diésel de emergencia en
caso de fallo de la línea eléctrica.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
44
El alumbrado de apoyo está referido a la iluminación de equipos contra incendios
y cuadros de alumbrado.
Por último, el alumbrado del campo solar se compone de sistemas reflectantes
sobre el suelo que ante la incidencia de una fuente de luz brillan dejando bien
señalizado el camino.
2.4.5. Sistemas eléctricos
Los sistemas eléctricos se dividen en dos grupos: los asociados a la generación de
electricidad y los asociados al funcionamiento diario de la central.
La electricidad generada debe elevar su tensión en un transformador para ser
vertida a la red de transporte. La línea de evacuación de electricidad debe ser de la
misma tensión que la red de transporte. Por lo tanto, la instalación dispone de una
subestación de evacuación.
El aprovechamiento de la electricidad para uso y consumo de la planta necesita
de otros transformadores, uno desde la tensión de generación hasta la de distribución
por la central, y otro desde la de distribución hasta la de consumo o baja tensión.
La subestación de evacuación dispone de un transformador desde la tensión de
generación hasta la tensión de transporte. Al igual que cualquier otra subestación del
sistema eléctrico, tiene los componentes característicos como interruptores trifásicos,
transformadores de intensidad, seccionadores, transformadores de tensión…
2.4.6. Sistema de suministro y tratamiento de agua
El agua requerida en la central termosolar procede de un pozo realizado en las
inmediaciones del complejo. Para su utilización el agua tiene que ser tratada para
adquirir las propiedades necesarias para cada uso.
Los tratamientos que requieren las aguas para la torre de refrigeración, el ciclo de
potencia, limpieza de espejos, servicios auxiliares y consumo humano son:
Estabilización: el agua procedente del pozo de alimentación es estancada
en una balsa donde se realiza una primera decantación de las partículas
más pesadas.
Filtrado: después de la estabilización, el agua se hace pasar por unos filtros
de antracita y arena. Estos filtros son utilizados con aquellas aguas que
presentan problemas de barro, suciedad o sólidos en suspensión. Una vez
realizado este paso, el agua se almacena en un tanque de agua filtrada.
Esta agua puede ser empleada como agua de saneamiento.
Ósmosis: con este proceso se pretende disminuir la salinidad del agua. La
ósmosis se realiza en dos etapas para conseguir una mayor reducción del
contenido en sales. Después de este proceso, el agua puede ser enviada
hacia las torres de refrigeración.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
45
Desmineralización: en esta etapa se rebaja el contenido de iones presentes
en el agua con ayuda de resinas especiales. Esta agua está en disposición
de emplearse como reposición del agua del ciclo de potencia y para la
limpieza de los espejos parabólicos.
2.4.7. Sistema de tratamiento de efluentes
La central solar no sólo requiere materias primas de entrada, sino que también
genera algunos residuos que deben ser tratados oportunamente para su retirada por
una empresa autorizada o para su vertido fuera de la central.
Los efluentes procedentes del ciclo de potencia y de la torre de refrigeración, son
enviados a una balsa donde se homogenizarán, ajustarán su pH con el valor inicial y
serán decantados después de realizárseles un tratamiento de floculación.
Los efluentes aceitosos provienen de los derrames y fugas de los equipos. Su
tratamiento consiste en la separación entre aceite y agua para posteriormente ser
almacenados a la espera de su retirada por un agente autorizado.
Los efluentes sanitarios tales como aguas fecales o residuales pasarán por una
depuradora para acabar junto con los efluentes del ciclo de potencia y de la torre de
refrigeración.
2.4.8. Limpieza de espejos
Cuando los espejos del campo solar y los tubos receptores están sucios la
eficiencia de la central en conjunto disminuye. Para evitar estas pérdidas es necesario
realizar una limpieza periódica de estos elementos, manteniendo así el campo solar es
sus condiciones óptimas de funcionamiento.
Para esta tarea existen equipos especiales con agua a presión en spray que se
remolcan con vehículos a través del campo solar.
2.4.9. Estación meteorológica
La central deberá disponer de diferentes sensores que den información sobre las
condiciones atmosféricas existentes, para poder regular así el funcionamiento de la
planta en cada momento. Estos instrumentos son los siguientes:
Pirheliómetro, mide la radiación solar directa.
Anemómetros, miden la velocidad y dirección del viento.
Equipo de medida de la humedad relativa.
Información satélite de predicción de la evolución de las condiciones
meteorológicas que permita saber las condiciones de funcionamiento de la
planta en un futuro cercano.
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TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
46
3. Descripción y uso de Thermoflex.
Hay dos tipos de programas de balances de masa y energía: de aplicación
específica (Application-specific) y totalmente flexibles (Fully-flexible). Un programa de
aplicación específica es una herramienta de propósito concreto, que se centra
exclusivamente en un tipo de planta. El programa incluye un extenso modelo general
y el usuario selecciona un subconjunto del mismo a través de un procedimiento guiado
y estructurado. Un programa totalmente flexible es una herramienta de propósito
general, que permite a sus usuarios construir cualquier modelo mediante la conexión
de los bloques necesarios de una manera flexible y sin restricciones.
Thermoflex pertenece a la familia de los programas “Fully-flexible”, que tienen las
siguientes ventajas e inconvenientes frente a los “Application-specific”.
Ventajas: El programa es más general, y puede, en principio, modelar
cualquier sistema que el usuario desee definir. El programa proporciona una
biblioteca de modelos de componentes, que el usuario puede conectar
gráficamente para construir cualquier configuración. Esto permite una
mayor variedad que la que pueda estar incluida en un programa de
aplicación específica.
Desventajas: Este tipo de programa normalmente proporciona lógica de
componentes, pero deja la lógica del sistema a la elección del usuario. La
carga sobre el usuario es, por tanto, mucho mayor que para el tipo
Application-specific. El peso colocado sobre el programa en sí es también
mucho mayor; porque tiene que ser capaz de manejar sin problemas las
configuraciones del sistema y aplicaciones de componentes que sus
desarrolladores no han previsto, concebido, ni comprobado. Dado que el
programa no siempre puede "saber" lo que su usuario está tratando de
hacer, no puede cotejar todos los inputs, aumentando la posibilidad de
inconsistencias, cálculos problemáticos, y accidentes, respecto a un
programa específico robusto y bien organizado.
A continuación se resumen las características y capacidades de Thermoflex, su
interfaz gráfica, sus modos de simulación, la metodología general para diseñar un
proceso completo y algunas de sus herramientas más útiles.
Para la realización de este proyecto se ha utilizado Thermoflex 23, por lo que todas
las consideraciones aplicarán a esta versión.
3.1. Iniciar una simulación: preferencias.
Cuando se inicia Thermoflex por primera vez se deben seleccionar unas
preferencias generales que afectarán a todas las simulaciones de Thermoflex a partir
de entonces.
En la barra superior se elige Options/Set Preferences… y se abre un cuadro de
preferencias. La pestaña Main permite seleccionar el sistema de unidades que se
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
47
utilizará habitualmente, el sistema de cálculo de propiedades del vapor por defecto,
la frecuencia de la red y el modo de presentación de resultados.
La pestaña Computation permite modificar los límites del número de iteraciones y
tolerancias que se va a utilizar en los cálculos. Para introducir decimales hay que utilizar
la coma, ya que el programa no interpreta el punto del teclado numérico como coma
decimal.
El resto de pestañas permite modificar la unidad monetaria, la carpeta donde se
guardarán los archivos por defecto y una serie de preferencias en la presentación de
resultados (datos que aparecen, color de las corrientes, si aparece o no el número de
la corriente, etc.).
Una vez elegidas las preferencias se pulsa el botón OK, se cierra el cuadro y se
puede empezar a trabajar con Thermoflex.
Si en alguna ocasión se quiere trabajar con otro sistema de unidades pero sin
modificar las preferencias generales se puede utilizar Options/Current Settings… donde
aparece las mismas opciones pero solo aplicadas al fichero en el que se trabaja en
ese momento.
3.2. Interfaz gráfica.
La pantalla inicial de Thermoflex está formada por un área de trabajo rodeada
por una barra de herramientas superior, una inferior y una en el lateral derecho.
Figura 3.1 Pantalla inicial de Thermoflex
La barra superior está formada por los botones File, Edit, Options, Define, View y
Help. Estos botones permiten guardar la simulación, deshacer y ajustar las opciones del
apartado anterior, entre otras cosas. La mayoría de las opciones aparecen
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
48
inaccesibles y se irán desbloqueando a medida que el modo de simulación lo permita.
Bajo esta primera barra se sitúan una serie de botones que, en un futuro, permitirán
cambiar de modo de simulación y visualizar distintos resultados. Al inicio de cualquier
simulación sólo está disponible el botón “play” situado a la derecha de Edit Drawing.
La barra inferior permite añadir los equipos, fuentes y sumideros que formarán el
modelo. Al hacer clic en cualquiera de los botones (Water/Steam, Gas/Air, Other
Fluids, etc.) se despliega un menú de equipos compatibles con los componentes
indicados en las etiquetas. Se pueden distinguir dos tipos de iconos: los que tienen el
borde del cuadro negro y los que lo tienen verde. Los del borde negro son los equipos
que se pueden utilizar con la licencia básica de Thermoflex. Los del borde verde son
equipos que solo están disponibles si se tiene la licencia PEACE (Plant Engineering And
Construction Estimator), al situar el cursor sobre el icono aparece un mensaje
indicando que si se utiliza el equipo no se podrá correr la simulación. Este paquete se
complementa con Thermoflex para darle una mayor complejidad en las simulaciones,
incluso aparece una estimación económica del coste de la planta.
En la barra lateral se encuentra un primer icono que indica la zona del área de
trabajo que se está viendo. Los siguientes botones son de selección y arrastre del área
de trabajo. El martillo es equivalente a utilizar la barra superior Options/Current Settings.
La lupa y el triángulo son botones de zoom. Los dos siguientes botones son un buscador
de equipos y un buscador de corrientes, respectivamente. Los botones kW, X=3 y
P,T,M,H permiten añadir en pantalla etiquetas que muestren los consumos o
generaciones eléctricos de los equipos, las propiedades de las corrientes o cualquier
otra variable del sistema. Los dos botones siguientes permiten añadir una tabla de
variables y una tabla de corrientes respectivamente. El resto de botones sirven para
añadir cuadros de texto o dibujos.
3.3. Descripción de Modos de Simulación.
3.3.1. Modo Edit Drawing.
Es el único modo disponible cuando se inicia una nueva simulación. El objetivo de
este modo es añadir todas las corrientes y equipos que precisa el modelo. Hay que
tener en cuenta que en todo modelo inicial tiene que haber, al menos, una fuente y
un sumidero.
Al añadir un equipo se puede pulsar F9 para rotarlo buscando la posición más
idónea para el modelo. En general, las flechas de color sólido que aparecen en los
equipos indican que debe conectarse obligatoriamente una corriente en ellas y las
flechas blancas son para corrientes opcionales.
Una vez se han añadido todos los equipos y corrientes se pulsa el botón de play
que hay al lado de Edit Drawing. En caso de que se hubiera omitido alguna corriente,
fuente o sumidero aparece un mensaje y un cuadro a la izquierda de la pantalla que
nos muestra una ayuda para localizar cual puede ser el problema. Si no se ha olvidado
unir ninguna corriente a ningún equipo aparece el siguiente mensaje: Congratulations!
Drawing complete. You may edit inputs now. Este mensaje indica que se ha
completado el modo Edit Drawing y se puede pasar al siguiente modo.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
49
Para añadir o mover cualquier equipo siempre se podrá volver al modo Edit
Drawing pulsando el botón correspondiente a la derecha de la barra de herramientas
superior (siempre se puede ir hacia detrás pero no hacia delante en cuanto a modo
de diseño se refiere). Se podrá editar la parte gráfica sin que se pierdan los datos
termodinámicos ya introducidos.
Si es necesario que el esquema del proceso quede más claro se pueden eliminar
las líneas de algunas corrientes haciendo clic con el botón derecho del ratón sobre
ellas y eligiendo la opción de unir con etiquetas (connect with tags). Esta opción se
utiliza también para conectar las corrientes que están en distintas pestañas.
3.3.2. Modo Thermodynamic Design.
Una vez se ha simulado correctamente el modo Edit Drawing, la simulación pasa
al modo Thermodynamic Design. Lo primero que se debe hacer en este modo es
especificar las condiciones ambientales pulsando el botón Edit Inputs. Si se desconoce
el valor de los parámetros, pulsando el botón ASHRAE Climate se abre una tabla con
distintas ciudades y sus condiciones ambientales tipo.
El objetivo de este método es diseñar los equipos para que cumplan una
determinada función. Para ello habrá que indicar condiciones de entrada a los
equipos y las condiciones de salida o las exigencias de trabajo del mismo.
Para introducir los datos de las corrientes y equipos se tienen dos opciones: desde
el cuadro anterior (pasando a la pestaña Components), o haciendo doble clic en el
icono. Si estando en la pantalla de un equipo se pulsa F1, se abre la ayuda del equipo
que se está definiendo. Cada unidad necesitará que se le especifiquen unos datos
concretos, que aparecerán disponibles y con un valor por defecto. Pulsando el botón
derecho sobre algunos equipos se puede imponer el modo Rubber ON, lo que
proporciona a ese equipo la capacidad de adaptarse a las condiciones que le
vengan impuestas del resto del proceso. Esta opción es especialmente útil para los
sumideros.
Una vez completadas las entradas se corre la simulación y, si no hay errores, al
hacer doble clic en los equipos se pueden ver los cálculos de diseño que ha hecho el
programa. Si se quiere cambiar las condiciones de alguna corriente o equipo hay que
pulsar en Edit Inputs.
3.3.3. Modo Engineering Design.
Cuando se han diseñado los equipos en modo termodinámico (o Design Mode,
dependiendo del equipo), el botón del extremo derecho de la barra de herramientas
permite elegir el modo Engineering Design, siempre y cuando esté disponible para
alguno de los equipos utilizados. Este modo permite aumentar el número de
especificaciones de algunos equipos.
Por ejemplo, para el caso de las bombas, permite indicar el tipo de bomba, el
número de unidades que forman la estación de bombeo, la capacidad nominal de
cada bomba, si son de velocidad fija o variable, introducir su curva de
funcionamiento, etc.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
50
3.3.4. Modo Off-Design.
El modo Off-Design aparece disponible una vez se ha ejecutado el modo
termodinámico. En este modo los equipos ya se han diseñado para cumplir las
especificaciones deseadas, por lo que el programa no modificará el diseño de los
equipos.
El objetivo de este modo es estudiar cómo se comportaría un equipo o una planta
en unas condiciones de operación diferentes al punto de diseño. Para ello se pueden
modificar las fuentes del proceso de forma que el programa calcule las condiciones
de salida de cada equipo según las corrientes de entrada y el equipo ya diseñado en
las etapas anteriores.
El nombre del modo Off-Design debe asociarse a que el programa ya no
modificará de forma autónoma los equipos para adaptarlos al punto de operación en
el que se está trabajando en ese momento. Sin embargo este modo permite modificar
de forma manual algunas características de los equipos. Por ejemplo, permite
especificar las dimensiones del desgasificador, sobrescribiendo las calculadas por el
programa. En los intercambiadores de calor permite modificar el coeficiente de
pérdida de carga y las condiciones nominales de diseño o incluso en un “pipe” se
permite introducir una pérdida de carga mayor para simular incrustaciones en las
conducciones.
3.3.5. Modo Mixed.
El modo Mixed se activa cuando se tienen equipos en diferentes modos. Un caso
habitual es cuando, tras haber diseñado parte del proceso y haber trabajado con él
en Off-Design, se decide volver a Edit Drawing para añadir un nuevo equipo. Al añadir
el equipo y ejecutar la simulación se pasa al modo mixto, ya que el nuevo equipo
estará en Thermodynamic Design, mientras que los equipos antiguos estarán en Off-
Design.
En este modo es importante no olvidar en qué modo está cada equipo. Esto se
puede ver en el desplegable de la zona superior derecha de la ventana que se abre
al hacer doble clic en cada equipo o situando el ratón encima del equipo.
3.3.6. Modo Defined Performance.
Este modo puede usarse para simular un comportamiento no habitual de un
componente, como errores o restricciones del equipo no contempladas en Thermoflex.
Para activar este modo basta hacer doble clic en el componente en cuestión y
seleccionar Defined Performance en la casilla de modo.
Posteriormente, en las casillas inferiores que aparecen habilitadas en este modo se
introducen los parámetros necesarios para simular las condiciones no habituales en las
que estaría operando el componente. Por ejemplo, si se simula un condensador a
bajas cargas puede suceder que Thermoflex estime una presión de condensación
inferior a la que el equipo es capaz de alcanzar. En ese caso se cambia el modo del
equipo a Defined performance y se limita la presión de condensación a la que
realmente el equipo pueda alcanzar.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
51
Este modo es también empleado frecuentemente en los precalentadores para
simular que alguna de las extracciones de la turbina está cerrada. En este caso lo que
se hace es imponer que la temperatura del condensado a la salida del precalentador
es igual o inferior a la entrada al mismo. De esta forma, Thermoflex calculará que la
extracción necesaria para que el precalentador realice el salto de temperaturas
impuesto en el condensado es cero.
3.4. Metodología.
En este apartado se pretende describir la metodología general para la simulación
de un proceso completo. En apartados posteriores se tratan con detalle equipos (o
conjuntos de equipos) concretos que merecen una mención especial. Como
comentario general, nunca se debe dejar ningún parámetro de diseño de ningún
equipo con el valor que indica Thermoflex por defecto. Siempre se debe entender la
definición del parámetro y evaluar, con los datos disponibles, si el valor que sugiere
Thermoflex es razonable para el caso particular que se está simulando.
Una de las grandes ventajas de Thermoflex es que permite diseñar equipos o
grupos pequeños de equipos y, una vez diseñados cada uno para la carga
adecuada, y ya en Off-Design, unir todas las partes para tener en una simulación el
proceso completo.
El primer paso siempre es hacer el esquema del proceso. En el modo Edit Drawing
se añaden los equipos y corrientes necesarios y se conectan entre sí.
El segundo paso es hacer el diseño termodinámico, partiendo de las condiciones
a la entrada de los equipos y añadiendo los datos que se tengan de la salida de los
mismos.
El modo ingeniería no siempre está disponible, ya que dependerá de si el equipo
lo admite o no. Se podrán especificar datos del tipo curva de la bomba, velocidad de
los fluidos a la entrada/salida de los tanques, etc.
En el modo Off-Design se pueden modificar los equipos que ha diseñado el
programa para ajustar algún parámetro que no está disponible en otro modo anterior.
Por ejemplo, en el caso de un desgasificador permite modificar las dimensiones del
mismo. El programa calcula unas dimensiones, pero puede ocurrir que se disponga de
documentación del equipo y del proceso y se sepa que el equipo tiene otro tamaño.
En este modo se pueden sobrescribir las dimensiones calculadas. El modo Off-Design
también permite analizar cómo se comporta el equipo a otras cargas de trabajo.
Una vez que se tienen todos los equipos o partes del proceso modeladas por
separado y ya en modo Off-Design, se pueden unir todas utilizando la opción
File/Add… Para añadir una simulación a otra será necesario que ambas estén
ejecutadas y habrá que pasar al modo Edit Drawing para poder conectar las nuevas
corrientes del proceso. Cuando se añaden simulaciones éstas siempre se añaden en
una nueva pestaña. Es habitual que aparezca un cuadro de texto indicando que las
corrientes que se intentan añadir tienen el mismo nombre que las ya presentes y que
se renombrarán. Al tratar de unir con una corriente equipos que estén en pestañas
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
52
diferentes, éstos aparecerán unidos mediante etiquetas y, al pinchar en las etiquetas,
se pasa automáticamente a la pestaña en la que está el otro equipo.
Un equipo imprescindible para unir las diferentes partes del proceso y cerrar el
ciclo es el Makeup/Blowdown. La finalidad de este equipo es ayudarnos a cerrar el
balance de masa introduciendo o eliminando pequeñas cantidades de materia de la
corriente en la que se introduce. Por ejemplo, es habitual que haya una purga en el
evaporador de un generador de vapor. Este equipo añadirá la misma cantidad de
agua que se elimina por la purga para que el balance de masa del ciclo completo
cuadre. El Makeup/Blowdown siempre se añade en la corriente de salida del
condensador (o del equipo que realice la función equivalente).
3.5. Herramientas del programa.
En este apartado se pretende hacer una recopilación de las herramientas más
útiles de las que dispone el programa para facilitar la obtención de resultados.
3.5.1. Custom efficiency. Energy acounting
No son herramientas propiamente dichas, pero pueden facilitar la obtención de
conclusiones con respecto al rendimiento térmico del ciclo.
Mediante el Energy acounting se define qué corriente de las presentes es
considerada como FUEL, es decir, como fuente de energía del proceso.
Mediante Custom efficiency se puede imponer cómo se define el rendimiento de
la simulación para hacerlo coincidir con la definición utilizada en el proceso real
mediante el uso de corrientes como entrada y salida de energía.
3.5.2. Control loops
Los Control loops son una herramienta que se utiliza para conseguir un
determinado valor de un parámetro variando otro que tenga relación con el
parámetro objetivo.
Se añaden mediante el botón Define/Control loops. En la ventana que se abre se
puede modificar el nombre del mismo e indicar si estará habilitado o deshabilitado. Al
pulsar sobre Output A se elige la variable objetivo, su valor deseado y la tolerancia
admitida. En la pestaña Select Control Inputs se selecciona el parámetro que se varía
para conseguir el objetivo y los límites de variación del mismo.
La herramienta Control loops es muy útil por ejemplo en el diseño de los
turbogrupos, ya que permite ajustar a la vez presiones y temperaturas a la salida de las
turbinas.
Notar que la herramienta Control loops está disponible desde el modo
termodinámico o de diseño, pero con la particularidad de que los parámetros a variar
pueden ser distintas a las que se tendrían si se estuviera en el modo Off-Design.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
53
Figura 3.2 Ventana Control Loops
3.5.3. Searcher
El Searcher es una herramienta de optimización que aparece en
Define/Searcher…. En la pestaña de la izquierda se toma como objetivo la variable
cuya evolución se quiere estudiar y se establecen los límites y tamaño de paso de la
que se va a modificar. En la pestaña de la derecha se define la gráfica que se desea
visualizar para la presentación de resultados. Se puede realizar una maximización o
minimización de alguna variable.
3.5.4. Excel Link
El Excel Link es la herramienta que permite vincular Thermoflex con Excel. Para
tenerlo disponible se debe tener instalado el complemento Thermoflow-ELink en Excel.
Dentro de Excel, en el botón New link to Thermoflex se selecciona el archivo de
Thermoflex con el que queremos trabajar.
Esta herramienta está orientada a correr diferentes casos de un mismo archivo
variando los parámetros elegidos como inputs y obteniendo en cada simulación los
outputs que se ha seleccionado. En ningún momento se modifica el archivo de
Thermoflex original, por lo que resulta muy útil como herramienta de análisis de
sensibilidad.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
54
4. Análisis de sensibilidad del campo solar de una
central CCP con Thermoflex
En este capítulo se estudiará la sensibilidad de la planta a varios de los parámetros
que permite modificar Thermoflex. Dichos valores tendrán influencia directa sobre el
campo solar, por lo que podrá comprobarse cómo funciona y ante qué parámetros es
más sensible.
En primer lugar hay que construir el modelo de la planta completa en Thermoflex.
Para ello se detallan a continuación los pasos necesarios, organizándolos por sistemas,
es decir, se modelarán el campo solar, los cuerpos de turbina, el generador de vapor,
etc. por separado para después unirlos y montar el modelo completo de la planta.
La central será diseñada para construirse en Badajoz. Las condiciones ambiente
nominales serán las condiciones medias en Badajoz en Junio, ya que para los datos de
irradiación del campo solar se tomará como día de diseño el solsticio de verano (22 de
Junio):
Temperatura ambiente ºC 22,5
Humedad relativa % 55
Altitud m 184
Tabla 4.1 Condiciones ambiente
El tamaño de la planta se ha elegido de acuerdo a la limitación impuesta por el
Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que sólo se benefician del régimen
especial las plantas de hasta 50 MWe. Este Real Decreto ha sido actualizado por el
Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, en el que se incrementan las tarifas reguladas.
Por este motivo, la potencia nominal de la planta será de 50 MW.
El fluido caloportador a usar en el campo solar y el generador de vapor será el
aceite sintético Therminol VP1, cuyas características se detallan a continuación:
Apariencia Líquido transparente
Composición Mezcla eutéctica de bifenilo y
óxido de difenilo
Temperatura global máxima 400 ºC
Temperatura de película máxima 425 ºC
Punto de ebullición 257 ºC
Punto de congelación 12 ºC
Densidad del líquido a 25 ºC 1060 kg/m3
Calor específico a 393 ºC 2.601 kJ/kg·C
Tabla 4.2 Propiedades del Therminol VP1
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
55
Se usará el sistema internacional de unidades expresando la temperatura en
grados Celsius y el caudal másico en kg/s. La frecuencia de la red es 50 Hz.
En primer lugar se describirá cómo modelar el campo solar de colectores
cilíndrico parabólicos, que constará de un grupo de bombeo que proporciona la
presión necesaria desde la salida del generador al comienzo del campo solar y de un
equipo que simula un campo solar de colectores lineales.
Después se explicará el diseño del ciclo de vapor, que se dividirá en generador de
vapor, grupo de turbinas, sistema de condensación y grupo de precalentadores y
desgasificador.
Para la elección de las condiciones de diseño se tiene como premisa producir 50
MW eléctricos maximizando el rendimiento del ciclo (el rendimiento habitual de este
tipo de plantas está entre el 27 y el 40%) y minimizando el caudal de aceite térmico
por el campo solar y el generador de vapor con el objetivo de minimizar el consumo
de las bombas del campo solar, el tamaño de tuberías e intercambiadores, el área
requerida de espejos… Además, este tipo de aceites se degradan con el tiempo y el
uso, por lo que habría que tener un sistema de regeneración de éste (ullage) y
renovarlo cuando pierda sus cualidades.
Uno de los puntos críticos de diseño es el vapor principal. El caudal de vapor
producido en el generador de vapor es resultado de un lazo de control que varía el
caudal de HTF para conseguir generar 50 MW. El vapor deberá estar lo más
sobrecalentado posible, para evitar que se condense durante la expansión y optimizar
el rendimiento del ciclo, estando limitado por la temperatura de entrada del aceite al
sobrecalentador y el tamaño de éste. La presión a la entrada de la turbina es también
optimizable. Una presión alta implica una capacidad de expansión mayor, pero limita
el grado de sobrecalentamiento del vapor y aumenta el consumo de las bombas de
agua de alimentación, además de exigir unos equipos y tuberías más robustos, lo que
se traduce en un mayor coste de la planta.
Cabe recordar que, aunque se han tomado valores de diseño habituales y
coherentes, el objeto de este proyecto no es optimizar una planta de éstas
características, sino explicar los pasos necesarios para modelarla en Thermoflex y
estudiar la sensibilidad del campo solar.
Por último se modificarán varios parámetros tales como las condiciones
ambientales, la localización de la planta, el fluido térmico utilizado… para estudiar
cómo influyen en el funcionamiento de la planta y del campo solar.
4.1. Campo solar
Para modelar el campo solar se usará el equipo “Solar Field”, que se encuentra en
la pestaña General y el equipo “General Pump”, también en la pestaña General. A
continuación se explican los pasos a seguir en cada etapa de diseño para los dos
equipos y se describen los inputs necesarios para especificarlos correctamente.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
56
4.1.1. Campo solar
Antes de empezar a diseñar el sistema hay que poner todos los componentes
necesarios en la pestaña Edit Drawing. Aparte del equipo se necesitarán una fuente,
“Source” y un sumidero “Sink” de HTF, que se encuentran en la pestaña Other Fluids.
Thermodynamic Design
Lo primero que hay que hacer es definir la fuente de HTF. El fluido caloportador de
diseño es Therminol VP-1, que puede elegirse de una base de datos pulsando en Show
Library. La presión de entrada al campo solar se dejará Rubber, es decir, se calculará a
partir de la presión fijada en el sumidero (la que se necesita a la entrada del
generador de vapor) y de las pérdidas de carga dentro del campo. La presión
resultante será la de diseño de la bomba. La temperatura de la fuente será la de
salida del generador, 293 ºC. El caudal de vapor necesario para conseguir la
producción deseada serán 552,9 kg/s
Los inputs que se necesitan para definir el campo solar en este modo son:
- Desired exit temperature: El Therminol VP-1 empieza a degradarse a partir de los
400 ºC, por lo que se tomarán 393 ºC como temperatura de salida. Se intenta con este
valor mantener un compromiso entre tener una temperatura segura para el aceite y
los equipos y obtener el máximo sobrecalentamiento posible en el vapor principal.
- Desired fluid massflow: 552,9 kg/s es el caudal que se necesita para generar el
vapor que produzca 50 MW.
- Flow priority: Strong. El campo solar tendrá una jerarquía mayor que la fuente en
los cálculos que hace el programa por lo que, si los datos de ambos equipos no
coincidiesen, el valor introducido en la fuente sería ignorado.
- Assumed total pressure drop: Se toma un valor por defecto del 10%.
- Collector Type: Parabolic trough.
Engineering Design
ED Main inputs:
En este modo se amplían los valores de entrada para diseñar el campo solar. En la
pestaña Main Inputs se añadirán los siguientes inputs:
- Desired solar multiple: Sirve para sobredimensionar el campo solar con vistas a
usar más lazos en momentos determinados, como en días con más radiación que la
de diseño o en el caso de mantenimiento de alguno de los lazos. Se ha tomado como
valor adecuado para este parámetro 1,3.
- Design point collector nominal optical efficiency: Es un rendimiento óptico
global del colector que tiene en cuenta la reflectividad de la superficie del
concentrador, el factor de interceptación, la transmisividad de la cubierta de cristal
del tubo absorbedor y su absortividad. Se asume que este rendimiento es igual al 75%.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
57
- Pérdidas de presión y calor en las tomas principales de entrada y salida de HTF:
Las pérdidas de presión se consideran iguales en ambas tuberías. Las pérdidas de calor
se consideran más altas en la toma de salida, ya que la temperatura del aceite será
mayor que a la entrada a los colectores.
- Desired mass flux in receiver tubes: Se usa para calcular el número de lazos
necesario. El valor calculado por Thermoflex es 1767,8 kg/m2·s.
Figura 4.1 Campo solar. ED Main Inputs
Irradiance
Thermoflex ofrece cuatro formas de especificar la irradiación; en este modelo se
usará la estimación según los datos de la localización de la planta. Las coordenadas
de Badajoz son: Latitud: 38,88º, Longitud: -7,02º.
Usando el ángulo cenital (calculado a partir de la latitud de la planta y una
aproximación de la posición relativa tierra-sol a lo largo del año) y la altura del sitio, el
programa obtiene la irradiación normal directa (DNI). Mediante el parámetro Haze
index pueden especificarse las condiciones de nubosidad de la atmósfera, lo que
afecta a la transmisividad de la radiación solar. Un valor 0 de este parámetro indica
condiciones de día despejado y 1, de día completamente nublado, según el modelo
de Hottel, que se explicará más adelante. Para el diseño del campo solar se considera
un día despejado (Haze index = 0).
Se ha elegido el solsticio de verano (día del año 173) como día de diseño por ser
un día significativo, es en el que hay más horas de sol; y las 12 hora solar por ser la hora
del día en que el sol está en su punto más alto.
Pueden incluirse también en el modelo las sombras que crea un colector sobre
otro cuando el sol está en su posición más baja respecto al horizonte seleccionando la
opción Include aperture shadowing.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
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Figura 4.2 Campo solar. ED Irradiance
El programa muestra dos gráficas de radiación a lo largo del día: la curva verde
muestra la irradiación normal directa estimada en el lugar de construcción de la
planta y la azul representa la radiación normal a la apertura del colector. También se
indican los valores máximo y medio de radiación.
Collector Design
En esta pestaña pueden especificarse las características físicas de los colectores y
cómo las filas de colectores son organizadas en el campo solar. Para el diseño del
campo solar se seleccionará la opción automática, que permite que el programa
calcule las dimensiones del colector basándose en la absorción de calor total del
campo.
Más tarde en Off Design estos parámetros podrán ser modificados para
comprobar el comportamiento del campo solar si, por ejemplo, se cambiase el tubo
absorbedor.
Flow Path Hardware
Esta pestaña contiene los parámetros de los que depende el cálculo de la
pérdida de carga en el campo solar. Pueden incluirse el número de distintos tipos de
codos, de distintos tipos de válvulas, de juntas de expansión…
También puede seleccionarse el material en el que está construido el tubo
receptor.
Para el diseño del campo solar se dejan los valores que da el programa por
defecto, aunque estos parámetros también serán susceptibles de estudio.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
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Off-Design
Cuando todos los parámetros conocidos están introducidos en el modelo del
campo solar, se corre el programa y se pasa al modo Off-Design o fuera de diseño. Si,
sin pasar a Edit Inputs, se pincha en el equipo, se puede observar mucha información
interesante que calcula Thermoflex sobre el campo solar.
Aparecen los valores calculados para cada parámetro característico del campo
solar, del receptor, de cada lazo…; una sección del colector con sus medidas; el
gráfico de irradiancia… En la Figura 4.3 puede verse un esquema a escala del campo
solar calculado por Thermoflex en el que se indican el número de lazos, el área total
ocupada por los colectores y el área efectiva de espejos, entre otros.
Figura 4.3 Plano campo solar
Muchos de éstos parámetros pueden modificarse para ver cómo influyen en el
resultado final (energía absorbida, pérdida de carga, tamaño del campo solar…) sin
que el modelo original se vea alterado.
También puede cambiarse el estado del equipo a Out of service, lo que simularía
que el equipo está “bypasseado”.
4.1.2. Bombas de HTF
En el modo Edit Drawing se selecciona una bomba general, “General Pump”, en
el menú, a la que habrá que indicar el tipo de fluido con el que trabaja en la fuente
conectada a la misma.
Las siguientes instrucciones pueden adaptarse para modelar cualquier tipo de
bomba.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
60
En el modo termodinámico es necesario introducir dos datos de entrada:
eficiencia isentrópica y salto de presión que debe dar la bomba. Al estar definido de
esta forma, el sumidero podemos dejarlo en modo Rubber, ya que el salto de presión
está fijado en la definición de la bomba. La eficiencia isentrópica determinará una
primera estimación del autoconsumo de la bomba.
Se ha considerado para el diseño de la bomba de HTF que su rendimiento
isentrópico es del 87%. El salto de presión es el necesario para que el fluido vuelva al
generador de vapor con presión suficiente para pasar por él, teniendo en cuenta las
pérdidas de carga en el campo solar y en el trayecto entre éste y el generador. Del
diseño del campo solar se obtiene que, para llegar al generador con
aproximadamente 15 bares, el aceite debe llegar a la entrada del campo de
colectores con 21,65 bares. Se asume que a la salida del generador el lado HTF tendrá
13 bares de presión, por lo que el salto que debe dar la bomba es de 9 bar.
Figura 4.4 Bomba de HTF. TD
El modo Engineering Design de Thermoflex permite definir el tipo de bomba, el
número y la configuración de las mismas. Se introducen las eficiencias tanto
mecánicas como del motor. En el apartado Speed se debe definir si la bomba tendrá
variador de frecuencia, y la velocidad de giro del eje.
En la gráfica que aparece a la izquierda de la pantalla se define el punto de
diseño de la bomba. Para ello será necesario introducir la eficiencia isentrópica y los
márgenes de flujo y altura de la bomba. Suele ser habitual que estos márgenes sean
cero cuando se tiene variador de frecuencia, de modo que el punto de diseño de la
bomba coincida con el punto de máxima eficiencia.
Se considera que habrá dos bombas, para que en operación normal trabaje una,
habiendo otra en reserva por si ocurriese algún tipo de imprevisto (disparo de la
bomba, mantenimiento…).
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
61
Figura 4.5 Bomba de HTF. ED
En la pestaña Other Inputs se debe introducir la curva de la bomba que definirá el
comportamiento de la misma para los puntos fuera del punto de diseño. Para ello se
pulsa el botón Edit/View Pump Curve. En la tabla que aparece se define la curva de
funcionamiento de la bomba en forma adimensional. En las dos primeras columnas se
introducen caudales y alturas seleccionando varios puntos de las curvas reales dadas
por el fabricante y se dividen todos ellos por el correspondiente caudal y altura
nominal de diseño para dejar todos los datos de forma adimensional. En la última
columna se introducen los rendimientos isentrópicos de cada uno de esos puntos,
restándoles el rendimiento isentrópico del punto de diseño.
Figura 4.6 Bomba de HTF. Curvas de funcionamiento.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
62
El rendimiento isentrópico se calcula a partir del hidráulico, que es del que se
dispone normalmente, considerando que los rendimientos mecánico y del motor son
constantes. La ecuación del rendimiento hidráulico es:
De esta forma se obtendrían las curvas de operación H-Q y rend-Q.
Dado que en estos cálculos se está suponiendo un rendimiento mecánico y un
rendimiento del motor constantes con todo grado de carga y que se ajuste a la curva
de rendimiento hidráulico, se debe introducir en la otra curva que pide Thermoflex
(Motor Loss Curve) una variación nula de las pérdidas mecánicas con el grado de
carga, poniendo todos los valores de la segunda columna igual a 1, por ejemplo.
Si se conoce la potencia consumida en el eje de la bomba, se puede introducir
en el apartado de motor.
Una vez se tienen modelados los dos equipos (campo solar y bombas de HTF) y en
Off Design, pueden unirse en un mismo archivo para tener el modelo completo del
sistema de campo solar y unirlo después a los modelos de los diferentes sistemas. El
campo solar completo queda de la siguiente manera:
Figura 4.7 Campo solar
4.2. Generador de vapor
Los principales datos que se necesitan para simular el generador de vapor están
relacionados con las presiones y temperaturas de entrada y salida de las distintas
etapas.
En primer lugar, hay que definir las condiciones de presión, temperatura y el
caudal de cada una de las fuentes del sistema (o título en el caso de que una fuente
sea agua saturada). Los valores de diseño de dichas condiciones se muestran en la
Tabla 4.3.
En segundo lugar, independientemente del método que se elija para especificar
las condiciones de diseño de los equipos, habrá que indicar el factor de pérdida de
presión, tanto para el lado carcasa como para el lado tubo. La pérdida de carga
siempre hay que especificarla como el factor dp/p, que se define en Thermoflex:
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
63
Por último, son necesarios datos relacionados con el rendimiento térmico. Las
pérdidas al ambiente se indican como energía específica (kJ/kg) o como el
porcentaje de calor cedido al ambiente frente al total cedido por el fluido caliente. La
transmisión de calor total en el equipo podrá indicarse como un dato directo, como
un rendimiento o como las condiciones alcanzadas a la salida de uno de los fluidos (o
los dos), es decir, existen diferentes modos de diseño en función de los datos
disponibles.
Lado HTF
Entrada
14,9 393 ºC 552,9 kg/s
Salida
13 bar 293 ºC 552,9 kg/s
Lado agua/vapor
Entrada: 210 ºC 52,6 kg/s
Condiciones saturación: 110 bar / 318,1 ºC
Salida Economizador: 315 ºC
Salida Evaporador: x=1
T_HTF = 319,9 ºC
Salida Sobrecalentador: 381 ºC
Salida Recalentador: 381 ºC
Parámetros comunes
dp en Tuberías: 0,2 bar
dp en Equipos: 0,5 bar
dQ: 0,5
Minimum Pinch: 2,778 ºC
Tabla 4.3 Valores de diseño del generador de vapor
La temperatura de salida del economizador se ha elegido para que el agua
tenga aproximadamente 3 ºC de subenfriamiento, evitando así posibles daños en el
equipo si el agua pasase a estado bifásico dentro de él. Lo ideal es tener la misma
temperatura a la entrada de ambas turbinas de alta y baja presión, por lo que el
sobrecalentador y el recalentador se diseñan para ello. La cantidad de caudal de HTF
que pasa por el sobrecalentador y el recalentador respectivamente se obtiene con un
Control loop cuyo objetivo es obtener una temperatura de salida del generador igual
a 293 ºC, ya que el campo solar se ha diseñado para aumentar la temperatura del
aceite térmico un máximo de 100 ºC.
Las pérdidas de carga tienen que introducirse en el programa
adimensionalizadas, por lo que se ha calculado el valor necesario en cada caso para
conseguir las caídas de presión indicadas en la Tabla 4.3. El valor del mínimo pinch
permitido es el que sugiere Thermoflex por defecto.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
64
Edit Drawing
Un generador de vapor está formado por cuatro módulos: el precalentador o
economizador, el evaporador, el sobrecalentador y el recalentador.
En primer lugar se dibuja el esquema del proceso, como se indica en la Figura 4.8
Esquema del Generador de Vapor. Son necesarios una fuente y un sumidero de HTF
(pestaña Other Fluids) y dos fuentes y sumideros de agua, para proporcionan el agua
en condiciones de entrada al economizador y el vapor en condiciones de entrada al
recalentador.
Los intercambiadores de calor de cualquiera de las etapas se simulan con un
intercambiador del tipo “General HX”, que se encuentra dentro de la pestaña General
del modo Edit Drawing.
Figura 4.8 Esquema del Generador de Vapor
Se utilizan “Pipes” para simular las pérdidas de carga de los tramos de tuberías y
“Spliters” y “Mixers” para dividir y unir corrientes.
Thermodynamic Design
Una vez se ha simulado satisfactoriamente el modo Edit Drawing, se comienzan a
introducir los datos de las distintas fuentes en el modo Thermodynamic Design (presión,
temperatura o título y, componente en el caso del HTF).
Los sumideros pueden activarse en modo Rubber para que sean capaces de
adaptarse a las condiciones que le vengan impuestas por el proceso o definir una
presión de descarga.
Los “Spliters” tienen dos inputs: la fracción de reparto entre las corrientes de salida
(caudal total hacia un lado/caudal total que llega al Spliter) y si existe o no laminación
de alguna de las corrientes de salida.
Los “Pipes” necesitan dos datos de entrada: el factor de pérdidas de carga y la
energía disipada al ambiente.
Los intercambiadores de calor tienen unos parámetros de entrada comunes y
otros que varían según el método de diseño. Los parámetros comunes son las pérdidas
térmicas al ambiente (medidas en % sobre el calor aportado por el fluido caliente), el
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TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
65
pinch mínimo y el factor de pérdida de carga para cada uno de los lados del
intercambiador (carcasa y tubos).
Existen tres métodos de diseño en los “General HX”:
- E: se especifica la eficiencia del proceso de transmisión de calor. Los caudales y
condiciones de ambas corrientes vienen impuestos por el proceso.
- S: se especifican las condiciones de salida de una de las corrientes (temperatura
en el caso de líquido subenfriado o sobrecalentado y título en el caso de saturado). El
caudal de ambas y las condiciones de salida de la otra corriente vienen impuestos por
el proceso.
- SS: se especifican las condiciones de salida de ambas corrientes (temperatura o
título). El caudal de la que se elija como corriente principal vendrá impuesto por el
proceso (fuente o equipo anterior), mientras que el caudal de la corriente secundaria
la calcula el componente para que se cumplan las condiciones exigidas a la salida
del equipo.
Figura 4.9 Evaporador. TD
El equipo más crítico de un generador de vapor es el evaporador, por lo que será
su diseño el que rija el proceso. El método de diseño de éste será el SS, cuya corriente
principal es la de HTF.
El caudal de HTF viene impuesto por el definido en la fuente y se exige que a la
salida tenga una determinada temperatura. Este input es un punto de optimización del
equipo, ya que cuanto más baja sea esta temperatura más eficiente será la
transferencia de calor pero mayor será el tamaño del equipo. El caudal de agua lo
calcula el programa a partir del calor disponible y las condiciones de entrada y salida
del equipo que se piden.
El economizador, el sobrecalentador y los recalentadores se diseñan con el
método S, ya que el caudal de ambas corrientes vendrá impuesto por el proceso y
sólo se impondrán las condiciones de salida del agua/vapor.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
66
En función de los requerimientos de simulación estas condiciones generales
pueden variar.
Una vez se han introducido todos los datos se activa la simulación. Si no ha habido
ningún error, haciendo doble clic en los equipos podremos ver el diseño que ha hecho
Thermoflex. En la Figura 4.10 se observa un ejemplo de uno de los resultados que
presenta el programa en el diseño del evaporador.
Figura 4.10 Diagrama TQ Evaporador
Ninguno de los equipos del generador de vapor tiene modo ingeniería, por lo que
una vez se dan por válidos los resultados obtenidos en el modo termodinámico, se
pasa directamente al modo Off-Design.
Off-Design
En el modo Off-Design se comprueba que el generador está correctamente
modelado. Para ello se representan distintos grados de carga variando, por ejemplo,
los caudales y considerando si los resultados obtenidos son coherentes.
4.3. Turbina
A continuación se va a modelar la turbina de vapor. Consta de dos bloques, uno
de alta y otro de baja presión. El cuerpo de alta presión tiene dos extracciones de
vapor que alimentan a los dos precalentadores de alta. El escape de este cuerpo de
turbina es vapor saturado que se devuelve al generador de vapor para pasar por el
recalentador, y vuelve a la turbina de baja presión sobrecalentado. El cuerpo de baja
presión tiene cuatro extracciones: una para el desgasificador y tres para los
precalentadores de baja presión. Esta turbina expande el vapor hasta una presión
menor a la atmosférica. Se fija la presión de condensación a 0,12 bar y se limita el
título de vapor a la salida a 0,9 para evitar daños en los álabes de las últimas etapas.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
67
Edit Drawing
El equipo que representa cada cuerpo de turbina, “Steam Turbine”, se encuentra
en la pestaña Water/Steam. Aunque físicamente la turbina consta de dos cuerpos,
para poder modelar las extracciones habrá que añadir una etapa o grupo por cada
extracción, para poder representar mediante un divisor de corrientes que una parte
del caudal va a la extracción determinada y la otra sigue expandiéndose en la
siguiente etapa. Las entradas de vapor, principal y recalentado, se simulan con
fuentes en la que se incluirán las condiciones correspondientes. Se pondrán sumideros
para representar los escapes de turbina y cada una de las extracciones, como se
muestra a continuación:
Figura 4.11 Esquema de la Turbina
Thermodynamic Design
En primer lugar se introducen las condiciones de entrada a la turbina, que
vendrán determinadas por las obtenidas en el generador de vapor. Después se fijan el
caudal y la presión de cada una de las extracciones mediante las opciones fix flow y
fix pressure que aparecen pinchando en el sumidero con el botón derecho. Para
limitar el punto hasta el que trabaja la turbina se fija la presión de condensación en el
sumidero situado a la salida del cuerpo de baja. Cuando la turbina esté conectada al
condensador, será éste el equipo que exija dicha presión, siendo modelado para ello
como se verá más tarde.
Dentro de cada etapa de turbina hay que especificar distintos parámetros, entre
ellos la presión de entrada, que será la presión del vapor principal, del vapor
recalentado o de la extracción inmediatamente anterior, según que etapa se esté
modelando.
Además de la presión de entrada se especifica la relación de expansión, la
velocidad del eje y la eficiencia mecánica. Puede definirse también si la presión de
entrada al cuerpo de turbina es fija y está controlada por una o varias válvulas o si se
adapta a la presión dictada por el proceso (sliding pressure). Normalmente, de fijar
alguna presión, se fija la del primer cuerpo, dejando las demás con presión deslizante.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
68
En la segunda pestaña, Exhaust Loss & Miscellaneous, puede introducirse la curva
de pérdidas en escape, pero ésta será sustituida por la que se defina en el ensamblaje
de la turbina, definido más adelante.
La Tabla 4.4 muestra los valores impuestos en las corrientes de entrada y salida de
las turbinas y en las extracciones:
Corriente Presión (bar) Temperatura
(ºC)
Caudal
(kg/s)
Vapor principal 107,3 379,5 52,6
Extracción 1 AP 44 271,5 1,98
Extracción 2 AP 21,46 216 (x=0,968) 1,487
Vapor recalentado 20,5 380,8 48,72
Extracción 1 BP 9,89 291,1 3,572
Extracción 2 BP 4,42 204,7 2,728
Extracción 3 BP 1,65 114,3 2,921
Extracción 4 BP 0,42 77,06 (x=0,94) 0,8376
Descarga 0,12 49,45 (x=0,9) 39,06
Tabla 4.4 Condiciones de corrientes de entrada y salida de la turbina
Si se terminase el diseño en este punto, cada etapa de turbina trabajaría
independientemente, por lo que hay que unirlas y clasificarlas para que trabajen
como un todo. Para ello se usa la herramienta ST Assembly, que se encuentra en la
barra de herramientas superior, en la pestaña Define.
Figura 4.12 ST Assembly
Seleccionando la opción Add New Assembly, se abre una ventana en la que
habrá que definir el tipo de turbina (Condensing), el tipo de ciclo (Single Reheat, ya
que sólo se tiene un recalentamiento intermedio entre la etapa de alta y la de baja
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
69
presión), si el caudal por la carcasa es único o se divide en dos, si la velocidad de giro
es síncrona con la del motor del generador… Una vez definido el Assembly, hay que
clasificar cada etapa de la que disponemos en los cuerpos que se han definido: alta y
media/baja presión.
Con la misma herramienta se definen las fugas que pudiera tener la turbina, el
caudal de vapor para sellos y las pérdidas en el escape. Normalmente los fabricantes
dan una curva de pérdidas que puede introducirse en el programa seleccionando la
opción User-Define y definiendo la curva punto a punto. Si no se dispusiese de dicha
curva, Thermoflex tiene una base de datos con curvas para distintos tipos de turbina.
Para terminar de definir la turbina hay que diseñar el generador eléctrico. Puede
accederse a él desde el botón Edit Inputs o haciendo que aparezca en pantalla como
un equipo más pinchando en la barra de herramientas de la derecha en Add Power
Label…/Generator of ST Assembly power. Pueden especificarse la eficiencia, la
potencia nominal, las pérdidas mecánicas, el factor de potencia…
Figura 4.13 Generador eléctrico
Una vez está todo definido se corre la simulación y se pasa el modelo a Off-
Design.
4.4. Sistema de condensación
La forma más usual y eficiente de condensar el vapor saturado o ligeramente
bifásico (con título mayor de 90%) a la descarga de la turbina de baja presión es
mediante un condensador refrigerado por agua de torre. En lugares con escasez de
agua se usan aerocondensadores, es decir, condensadores refrigerados por aire, que
son mucho más caros y menos eficientes, por lo que sólo se recurre a ellos si no hay
otra alternativa.
Se modelarán a la vez los dos equipos conectándolos entre ellos y añadiendo una
bomba de circulación que proporcione la presión necesaria para vencer las pérdidas
de carga estáticas y en los equipos.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
70
Ambos equipos, “Water-cooled Condenser” y “Wet Cooling Tower” se encuentran
en la pestaña Water/Steam del modo Edit Drawing. Para completar el modelo se
añaden una fuente que contenga las condiciones del vapor a la salida de la turbina y
un sumidero en modo Rubber.
A continuación se describe el diseño termodinámico de cada equipo.
4.4.1. Condensador
Para el diseño del condensador es necesario especificar los siguientes parámetros:
- Design point condenser pressure: Es la presión de diseño del condensador. Como
se indicó anteriormente, se fijará a 0,12 bar.
- Design point cooling water temperature rise: Limita el aumento de temperatura
del agua de refrigeración. Se asumen 15 ºC. Un valor menor facilita el trabajo de la
torre de refrigeración pero aumenta el caudal de agua necesario para condensar la
totalidad del vapor.
- Design point minimum pinch: Se supone igual a 2,5 ºC.
- Condensate subcooling: Se especifica el grado de subenfriamiento deseado.
Interesa que sea 0 ºC, ya que esta corriente se precalentará más adelante.
- Design point cooling water head loss: Se especifica la pérdida de carga del
agua de refrigeración a través del equipo. 5 m.
Figura 4.14 Condensador TD
Una vez estén todos los inputs introducidos en el equipo, se corre la simulación. El
programa calcula el caudal de agua de refrigeración necesario, que será el caudal
de diseño de la torre.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
71
4.4.2. Torre de refrigeración
Thermoflex ofrece cinco tipos de torre de refrigeración: torres húmedas (de
evaporación) o secas de tiro natural o inducido, y torre híbrida de tiro inducido. Se
elige para el modelo de esta planta una torre húmeda de tiro inducido (tipo 2). Los
inputs para este tipo de torres son:
- Cooling water approach to wet bulb temperature: Es la diferencia de
temperatura entre el agua de refrigeración que sale de la torre y la temperatura de
bulbo húmedo del ambiente. Se consideran 5 ºC.
- Air wet bulb temperature rise: Es el aumento de temperatura del aire disponible.
Se consideran 10 ºC.
- Para dimensionar el ventilador se usan los parámetros Air draft loss (pérdida de
carga del aire a su paso por la torre) y Fan efficiency. Se dejan los valores por defecto
de Thermoflex, 1,246 mbar y 85% respectivamente.
- Cicles of concentration: Un ciclo de concentración se define como el ratio entre
la concentración de contaminantes en el agua de refrigeración y la concentración de
contaminantes en el agua de reposición. Es una medida de cada cuánto tiempo se
repone el agua de la balsa. Se deja el valor por defecto de Thermoflex, 5.
- Height of CT: se usa para definir la presión que tiene que dar la bomba para
llevar el agua a lo alto de la torre, 10 m.
Figura 4.15 Torre de refrigeración TD
Por último se diseña la bomba de agua de refrigeración para dar la pérdida de
carga total del circuito cerrado, que ya habrá sido calculada por el programa.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
72
Figura 4.16 Sistema de condensación
4.4.3. Bomba de condensado
Una vez condensado el vapor, será necesario aumentar la presión del agua
condensada hasta la presión de trabajo necesaria en el tren de precalentamiento,
que viene dada por la presión de trabajo del desgasificador más las pérdidas de
carga en el primer tramo del precalentamiento.
El aumento de presión de diseño será 13 bar, y se considera un rendimiento
isentrópico de la bomba del 85%.
Figura 4.17 Bomba de condensado
4.5. Tren de precalentamiento
El tren de precalentamiento aprovecha la energía del vapor de las extracciones
para aumentar la temperatura del agua de alimentación. Esta transferencia de calor
se produce en intercambiadores de carcasa y tubo en los que el vapor pasa por la
carcasa y el agua de alimentación lo hace por los tubos. Los precalentadores se
simulan con los equipos “Feedwater Heater”, que se encuentran en la pestaña
Water/Steam.
En el tren de precalentamiento se incluye el desgasificador, que hace también las
veces de precalentador y tanque de agua de alimentación. Este equipo se encuentra
también en la pestaña Water/Steam (Deaerator).
Con el tren de precalentamiento se diseña además la bomba de agua de
alimentación, que dará la presión necesaria para que el agua de alimentación pase
por los precalentadores de alta presión y por el generador, llegando a la turbina a la
presión de diseño deseada.
Edit Drawing
Para simular el tren de precalentamiento se necesitarán cinco precalentadores,
dos de alta presión y tres de baja presión, y el desgasificador.
Los precalentadores requieren obligatoriamente cuatro conexiones: entrada y
salida de agua, entrada de vapor y salida/drenaje de vapor condensado.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
73
Adicionalmente podrá conectarse un aporte de calor extra, que será el vapor
condensado proveniente del precalentador aguas abajo. Así, los precalentadores de
cada grupo (alta y baja presión) se conectarán entre si yendo a parar los drenajes al
desgasificador en el caso de los de alta, y al tanque de condensado en el caso de los
de baja presión.
El desgasificador requiere tres conexiones: entrada y salida del agua de
alimentación y el aporte de vapor, que vendrá de la primera extracción de la turbina
de baja. Otros dos aportes (líquido o vapor) son opcionales.
La bomba de agua de alimentación se diseñará para proporcionar la presión
requerida en el generador de vapor siguiendo los mismos pasos explicados en el
apartado de la bomba de HTF.
Cada extracción se simula con una fuente en la que se introducen las
condiciones correspondientes a cada extracción. Añadiendo la bomba de agua de
alimentación después del desgasificador se completa el diseño.
Figura 4.18 Tren de precalentamiento
Thermodynamic Design
La fuente que simula la entrada de agua de alimentación al tren de
precalentadores (denominada condensado, ya que en la realidad proviene de un
tanque de agua situado justo después del condensador) tendrá una temperatura
cercana a la de condensación (resultado de la mezcla de agua condensada y los
drenajes de los precalentadores de baja presión). La presión será la del desgasificador
más las pérdidas de carga de los equipos situados aguas arriba de éste. Dicha presión
es la proporcionada por la bomba de condensado.
En el sumidero que simula la salida del agua de alimentación hacia el generador
debe fijarse la presión obtenida a la entrada del generador de vapor y el caudal
requerido por éste.
A continuación se detallan los pasos a seguir para modelar el modo
termodinámico de cada equipo:
4.5.1. Precalentadores
Los parámetros a especificar dependerán del modo de controlar la temperatura
del agua de alimentación. Thermoflex ofrece cuatro posibilidades:
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
74
- 1. FW exit temperature dictated by steam source: La temperatura de salida del
agua de alimentación dependerá del caudal, presión y temperatura de la fuente de
vapor, en este caso, las extracciones. Se deberán dar los valores del TTD (Terminal
Temperature Difference) y DCA (Drain Cooler Approach), definidos como sigue:
- 2. FW exit temperature limited by steam source, TTD found: Se especifica una
temperatura de salida deseada y, si la presión del vapor proporcionado permite
calentar hasta esa temperatura, el programa calculará la TTD.
- 3. FW exit temperature limited by steam source, additional DP: Se imponen una
temperatura de salida y una TTD, y el equipo adapta la presión de entrada a la
correspondiente a la temperatura de saturación calculada.
- 4. FW exit temperature requests heating steam pressure: Funciona como el modo
anterior, solo que el equipo, en vez de absorber la pérdida de carga necesaria, exigirá
una presión determinada a la fuente de vapor. Para ello dicha fuente deberá estar en
modo Rubber.
Para modelar los intercambiadores de este tren de precalentamiento se usará el
modo 2, especificando la temperatura de salida del agua de alimentación,
considerando un salto de temperaturas coherente en cada precalentador, y la
presión, que viene fijada por la extracción.
Figura 4.19 Precalentador de agua de alimentación TD
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
75
En los precalentadores cuya fuente de vapor sea una extracción de vapor
sobrecalentado, se añadirá una zona de desuperheating (“desobrecalentamiento”),
considerando que el vapor sale de esa zona completamente saturado. Añadir esta
área al precalentador encarece su construcción, pero mejora mucho su
comportamiento.
Además de definir cómo funcionará y estará construido el evaporador, se debe
especificar el mínimo pinch admisible y la pérdida de presión del equipo en el lado
tubos.
4.5.2. Desgasificador
El diseño del desgasificador, que se muestra en la Figura 4.20 Desgasificador TD, es
sencillo, ya que se adaptará a la corriente que le aporte calor. Los desgasificadores
suelen colocarse en alto respecto al resto de intercambiadores, por lo que puede
incluirse la altura a la que se prevé que estará situado para considerar la pérdida de
presión correspondiente.
Figura 4.20 Desgasificador TD
Off-Design
Una vez están definidos los equipos, podrán variarse los parámetros calculados
por Thermoflex para comprobar su funcionamiento fuera del punto de diseño sin
cambiar el modelo.
Los precalentadores tienen dos modos de funcionamiento en Off-Design: FW exit
temperature dictated by steam source y Valve modulated to control water exit
temperature. Con el primero, la temperatura del agua de alimentación a la salida del
equipo vendrá limitada por las condiciones del vapor y será el modo en el que
funcionen los equipos que se están modelando. En el segundo modo podrá
especificarse una temperatura de salida y el equipo variará la presión (y con ello la
temperatura de saturación) de la entrada de vapor.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
76
En la Figura 4.21 se muestra el diagrama TQ del primer precalentador de baja
presión, que cuenta con zona de “desobrecalentamiento”, cambio de fase y zona de
subenfriamiento.
Figura 4.21 Diagrama TQ Precalentador 3
4.6. Planta completa
Una vez todos los sistemas que conforman la planta están modelados y en Off-
Design, se pasa a unirlos para tener el balance completo.
Van a añadirse todos los sistemas al archivo de la turbina aislada, ya que el
ensamblaje de ésta (ST Assembly) no se conserva al copiar y pegar los archivos de una
hoja de trabajo a otra. Pinchando en File/Add… se podrán elegir y añadir los archivos
de cada sistema.
Cada modelo se añade en una hoja de trabajo nueva, por lo que, en el modo
Edit Drawing, se copian y pegan todos en la misma hoja de trabajo. No se podrán
cortar o eliminar las hojas de cada modelo hasta que se haya corrido la simulación al
menos una vez, para que no se pierdan los diseños iniciales.
Cuando estén todos los sistemas en la misma hoja, se unen entre ellos. Si hubiera
que unir equipos que estén lejos entre ellos o que al unirlos, se cortasen unas líneas con
otras, pueden usarse etiquetas. Pulsando la tecla Control mientras se vinculan ambos
equipos, aparecen dos etiquetas con el número de la corriente.
Para tener en cuenta las pérdidas de carga y de calor que sufren los fluidos por el
paso de las tuberías que unen los equipos, se añaden “Pipes”. En cada una se
introducirán unas pérdidas térmicas y de presión coherentes con el fluido que circula
por ella y su temperatura.
Para finalizar con la construcción del modelo completo se añade el equipo
“Make up/Blowdown”, que compensa las purgas que tienen algunos equipos para
que se cumpla el balance de masa en todo el sistema. Este equipo tiene como único
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
77
input la temperatura del agua que aporta y se sitúa a la salida del condensador,
simulando el lugar real en el que se aporta agua, el tanque de condensado.
Al unir el campo solar con el lado aceite del generador de vapor, se cierra el
circuito y no hay ninguna fuente donde se especifique la presión, el caudal o el tipo
de HTF que está circulando. Para fijar estas variables se usa el equipo “HTF
Specification”, en el que se introducirán los datos de presión y tipo de aceite. El caudal
vendrá impuesto por el campo solar, al que se le ha dado una prioridad más alta.
Es interesante ver en pantalla algunos resultados del balance como la potencia
generada, la eficiencia del ciclo, las condiciones ambientales… Pueden añadirse
desde el botón Add Table of Variable Label, situado en la barra de herramientas a la
derecha de la pantalla de trabajo.
Figura 4.22 Definición de la eficiencia del ciclo
La eficiencia del ciclo no es un output que el programa calcule
automáticamente, por lo que hay que definirlo. Pinchando en Define/Custom
efficiency de la barra de herramientas superior se abrirá una nueva ventana como la
que se ve en la Figura 4.22 en la que seleccionar la energía de salida, definida como el
Gross Power o potencia bruta, y la energía de entrada, en este caso la energía
aportada por el aceite térmico, definida como la diferencia de energía entre la
entrada y salida del generador de vapor.
Una vez realizados todos estos pasos, se computa la simulación quitando
previamente los lazos de control que pudiesen estar activados. El diseño de la planta
puede darse por finalizado y queda como se muestra en la Figura 4.24.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
78
A continuación se enumeran algunos de los resultados de la planta base:
Variable Valor Unidad
Temperatura ambiente ºC 22.5
Humedad relativa % 55
Latitud 38.88
Altitud m 184
Potencia kW 50000
Eficiencia ciclo % 37.07
Producción de vapor kg/s 52.6
Caudal de HTF kg/s 552.9
Energía absorbida por el campo solar kW 134890
Día del año 172
Hora Solar 12
Irradiancia normal directa (DNI) W/m2 877.8
Número de lazos operativos 96
Caudal por cada lazo kg/s 5.759
Factor de suciedad del receptor 0.95
Diámetro exterior del tubo receptor mm 70
Espesor del tubo receptor mm 2.667
Ancho del colector m 5.6
Profundidad del colector m 1.175
Distancia focal del colector m 1.668
Concentración geométrica 80
Ángulo del eje del colector respecto a la línea N-S 0
Área ocupada por el campo solar ha 98.17
Tabla 4.5 Resultados del diseño
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
79
En la siguiente imagen puede verse un esquema de la geometría y dimensiones
del colector:
Figura 4.23 Esquema colector
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TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
80
Figura 4.24 Planta completa
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
81
4.7. Análisis de sensibilidad
Una vez modelada la planta, en el modo de diseño algunos parámetros siguen
estando disponibles para variar su valor, con el objetivo de ver cómo se comporta la
planta frente a estos cambios sin por ello cambiar la configuración de ésta.
En este capítulo se estudiará la sensibilidad que muestran varios parámetros de la
planta (potencia generada, rendimiento, autoconsumos…) y del campo solar
(orientación, calor absorbido, pérdidas de energía…) ante la modificación de distintas
variables:
Localización de la planta: Se simulará la construcción de la planta es
distintas localidades españolas, variando el parámetro de latitud en el
equipo de campo solar y cambiando las condiciones ambientales de
diseño de la central de acuerdo con dichas condiciones en la localidad a
considerar.
Día del año: La radiación que incide en un punto de la superficie terrestre
varía a lo largo del año por la posición de la tierra respecto al sol y la
inclinación del eje terrestre. Se estudiará cómo varían la potencia generada
y la eficiencia del ciclo.
Hora del día: Debido al movimiento de rotación terrestre, la posición del sol
en el cielo cambia y por lo tanto, también lo hace la radiación normal
directa sobre la planta.
Temperatura ambiente y humedad relativa: Se estudia cómo influyen la
temperatura ambiente y la humedad relativa en el sistema de
condensación, el más sensible a estos parámetros.
Fluido caloportador: Se considerarán distintos tipos de aceites térmicos
como fluido de trabajo para comprobar su influencia real sobre el
rendimiento del ciclo.
Transmisividad de la atmósfera: Thermoflex permite calcular la
transmisividad de la atmósfera para considerar la atenuación de la
radiación hasta el lugar de localización de la planta mediante el modelo
de Hottel.
Influencia de las dimensiones del tubo receptor: La modificación de la
geometría del tubo receptor afecta tanto a la geometría del resto de la
planta como al rendimiento de la misma.
Influencia de la orientación del campo solar: Normalmente los campos de
colectores cilindroparabólicos se orientan con las filas de colectores
paralelos al eje Norte-Sur. En este apartado se estudia cómo se comportaría
una planta con otras orientaciones.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
82
4.7.1. Influencia de la localización
Para estudiar los parámetros de la planta si ésta se situase en distintas ciudades, se
introducen las condiciones ambientales del sitio (temperatura ambiente y humedad
relativa) en el apartado Edit Inputs/Site Menu y se actualiza el dato de latitud en el
apartado Irradiance del campo solar.
Se ha considerado el mismo día que el de diseño, el solsticio de verano (22 Junio)
y que el día es completamente claro sin considerar la transmisividad de la atmósfera
(Haze Index = 0).
Las localidades a estudiar se han escogido aleatoriamente, procurando que
tuviesen diferentes valores de latitud, altura, condiciones ambientales…
Localidad Potencia
(kW)
Eficiencia
(%)
Radiación
Directa
(W/m2)
Latitud Temperatura
media (ºC)
Humedad
relativa (%)
Altura
(m)
A CORUÑA 47125 37,1 855,4 43.37º 16.7 77 58
ALMERIA 49457 36,87 860 36.85º 22.7 64 21
BADAJOZ 50017 37,04 877,8 38,88º 22,5 55 184
BARCELONA 47031 36,62 851,9 41.29º 19.9 72 4
LEON 50024 37,05 949,9 42.59º 16.4 59 916
MADRID 49787 36,88 929,1 40.41º 21 46 667
Tabla 4.6 Influencia de la localización
Es difícil sacar conclusiones de la tabla anterior, ya que cada localidad implica
una combinación de parámetros diferentes y cuyos efectos son a la vez dependientes
entre sí.
La siguiente gráfica muestra las localidades ordenadas por latitud. En un primer
momento sería normal esperar que, a menor latitud de la ciudad de estudio, la planta
diera mayor potencia, por ser mayor la radiación disponible. Sin embargo se observa
que tanto la potencia obtenida como la radiación incidente no siguen esa tendencia.
Gráfica 4.1 Radiación directa incidente ordenada por latitud
45000
46000
47000
48000
49000
50000
51000
700
750
800
850
900
950
1000
Po
ten
cia
(kW
)
Rad
iaci
ón
dir
ecta
(W
/m2
)
Radiación Directa
Radiación Directa(inluido efectosombra)Potencia
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
83
Además de la latitud influye mucho la altura, como puede observarse en el caso
de León. Comparando dos ciudades con la misma altura sobre el nivel del mar, como
son Almería y Barcelona, se ve como mejora sustancialmente la producción cuanto
más al sur se está. Además las condiciones ambientales influyen en el rendimiento del
ciclo de vapor.
Por ejemplo, Badajoz y Almería tienen aproximadamente la misma temperatura y
humedad relativa. Almería tiene una latitud mejor, por lo que la planta debería dar
mejores resultados, pero, al tener una altura menor, el balance global es que la
potencia y la eficiencia son menores.
Para ver frente a qué parámetro es más sensible la planta, se estudia la influencia
sobre la radiación directa de la altura y la latitud manteniendo uno de ellos constantes
e igual al valor de diseño (datos de Badajoz). Se representa el punto de diseño en
cada gráfica.
Gráfica 4.2 Influencia de la altura y la latitud en la radiación normal directa
De las gráficas anteriores se deduce que la radiación incidente es más sensible a
la latitud de la localización que a la altura.
4.7.2. Influencia del día del año
En este caso se observa cómo varía la producción de la planta diseño a lo largo
de un año. Para ello se actualiza el día del año en el apartado Irradiance del campo
solar y las condiciones ambientales medias correspondientes a la fecha de estudio en
Edit Inputs/Site Menu.
Se considera el día completamente claro (Haze index = 0). Además se supone
constante el número de lazos operativos para poder comparar los resultados
obtenidos en igualdad de condiciones. En la realidad, el número de lazos que
funcionan a la vez es un parámetro de control y optimización de la planta, con el que
se puede adaptar el área de trabajo a la radiación incidente.
El campo solar funciona con la premisa de calentar el HTF hasta 393 ºC. Como el
número de lazos operativos es fijo, si se dispone de menos radiación el campo solar
reduce el caudal de HTF.
500
700
900
1100
0 500 1000 1500 2000
Ra
dia
ció
n d
ire
cta
(W/m
2)
Altura (m)
500
700
900
1100
0 20 40 60 80
Ra
dia
ció
n d
ire
cta
(W/m
2)
Latitud
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
84
Fecha Comentarios T media
(ºC)
Humedad
relativa (%)
Producción
(kW)
Eficiencia
(%)
05.Feb 10,3 75 15853 35,31
23.Mar Equinoccio de primavera 12,7 67 33707 37,03
07.May 18 62 46548 37,22
22.Jun Solsticio de verano 22,5 55 50000 37,03
06.Ago 25,3 51 46249 36,81
21.Sep Equinoccio de otoño 22,6 58 33208 36,44
01.Nov 12,5 77 17487 35,43
22.Dic Solsticio de invierno 9,6 83 7745 32,43
Tabla 4.7 Producción a lo largo del año
En la Tabla 4.7 se muestran los resultados obtenidos para fechas significativas
como los solsticios y equinoccios y para fechas entre ellos. Para apreciar mejor la
tendencia que siguen dichos resultados, se muestran también a continuación en la
Gráfica 4.3.
Gráfica 4.3 Producción a lo largo del año
La tendencia anterior se debe principalmente a la variación de la radiación
directa. Incluir o no las condiciones ambientales medias de cada fecha en el estudio
varía la producción y la eficiencia en +/-3%, mejorando en invierno y empeorando en
verano, debido a que el foco frío del ciclo de vapor varía en cada caso.
4.7.3. Influencia de la hora del día
En este apartado se estudia la producción y la eficiencia de la planta a lo largo
del día de diseño. Como el único parámetro que varía en este caso es la radiación
incidente, la tendencia que sigue la producción a lo largo del día es proporcional a la
de radiación, como puede verse en la Gráfica 4.4.
Como en el estudio anterior, el campo solar funciona con la premisa de calentar
el HTF hasta 393 ºC, reduciendo el caudal si la radiación incidente es menor.
10
20
30
40
50
0
10000
20000
30000
40000
50000
05.Feb 23.Mar 07.May 22.Jun 06.Ago 21.Sep 01.Nov 22.Dic
Efic
ien
cia
(%)
Po
ten
cia
eléc
tric
a (k
W)
ProducciónEficiencia
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
85
Gráfica 4.4 Producción a lo largo del día
Es interesante también ver cómo varía el ángulo de seguimiento a lo largo del día.
El ángulo de seguimiento es el que forma la normal a la apertura del colector con la
normal a la superficie del campo solar. Thermoflex asume que los colectores siguen al
sol en todo momento, haciendo que el rayo solar central y la normal a la apertura
sean paralelos. Este ángulo es positivo si la fila de colectores está girada hacia el este y
negativo si está girada hacia el oeste.
Gráfica 4.5 Evolución del ángulo de seguimiento
4.7.4. Influencia de la temperatura ambiente y la humedad
relativa
Las condiciones ambientales influyen en el funcionamiento de la torre de
refrigeración y, por lo tanto, en la producción y en el rendimiento del ciclo. La torre
refrigera el agua del condensador con aire del exterior. Esta refrigeración será más
eficiente cuanto más baja sea la temperatura de bulbo húmedo.
25
27
29
31
33
35
37
39
41
43
45
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
5 7 9 11 13 15 17 19
Efic
ien
cia
(%)
Po
ten
cia
(kW
)
Hora solar
Potencia
Eficiencia
-90
-60
-30
0
30
60
90
6 9 12 15 18
Án
gu
lo d
e s
eg
uim
ien
to
Hora del día
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
86
Gráfica 4.6 Influencia de la temperatura y la humedad en la producción
La temperatura del agua de refrigeración depende de la temperatura de bulbo
húmedo del aire con el que funcione la torre. Cuanto más baja sea esta temperatura,
más baja podrá ser la temperatura a la que funcione el condensador y, por lo tanto,
más baja también será la presión de condensación. Esto influye directamente en la
turbina, que expandirá hasta una presión menor, con lo que extraerá más trabajo del
vapor y generará más potencia.
En la Gráfica 4.6 se muestra lo explicado en el párrafo anterior. Se ha variado la
temperatura ambiente manteniendo constante la humedad relativa y viceversa. Se
representa también la potencia producida en el punto de diseño en cada gráfica.
4.7.5. Influencia del fluido térmico
Thermoflex dispone de una base bastante amplia de datos de fluidos para
transferencia de calor, entre ellos aceites, sales fundidas, líquidos refrigerantes…
En este apartado se compara el aceite térmico usado en el diseño (Therminol VP-
1) con otros dos, Slytherm 800 Liquid y Dowtherm A Liquid. Se han elegido estos dos
aceites por ser los únicos dos compatibles con la temperatura de diseño del vapor
principal.
HTF Tmin (ºC) Tmax (ºC) Densidad
(kg/m3)
Calor específico
(kJ/kgºC)
Therminol VP-1 12,78 398,9 703,7 2,601
Syltherm 800 liquid -40 398,9 557,3 2,248
Dowtherm A liquid 12,78 426,7 690,7 2,67
Tabla 4.8 Propiedades aceites térmicos
La tabla anterior muestra las propiedades características de los tres fluidos a 16
bar y 393 ºC, las condiciones de diseño de entrada al generador de vapor. Como
puede observarse, los tres aceites tienen un rango de temperaturas de trabajo similar.
El Slytherm 800 tiene menor calor específico, por lo que en principio será peor
transmisor de calor que el Therminol VP-1, sin embargo, tienen una densidad
significativamente menor, lo que se traduce en menor consumo de las bombas del
46000
48000
50000
52000
5 25
Po
ten
cia
(kW
)
Temperatura ambiente (ºC)
46000
48000
50000
52000
25 35 45 55 65 75
Po
ten
cia
(kW
)
Humedad relativa (%)
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
87
campo solar, uno de los principales autoconsumos de la planta que penaliza a la
producción neta de energía. Por otro lado, el Dowtherm A tiene a priori mejores
valores de densidad y calor específico, pero su temperatura máxima es mayor, por lo
que se estaría desaprovechando parte del potencial del aceite.
Gráfica 4.7 Influencia del aceite térmico
Cambiando el tipo de aceite en el equipo “HTF Specification” se observa cómo
varía la planta al cambiar el tipo de fluido térmico de trabajo. Se han estudiado dos
escenarios: que el caudal de aceite sea el mismo que en el caso de diseño (552,9
kg/s), y que se optimiza el caudal para maximizar la potencia obtenida. Los resultados
pueden verse en la gráfica anterior.
Se observa que el Slytherm 800, al tener un calor específico más bajo, necesita
mucho más caudal para generar una potencia cercana a 50 MW que los otros dos
aceites considerados, que tienen un calor específico parecido.
4.7.6. Influencia de la transmisividad de la atmósfera.
A la hora de diseñar el campo solar, se tomó como hipótesis que la irradiancia
directa incide sobre la planta con Haze Index = 0, lo que significa que el programa usa
el modelo de Hottel para calcular la transmisividad atmosférica con las condiciones de
día claro, con 23 km de visibilidad. Un valor de 1, implicaría un día “borroso”, con 5 km
de visibilidad.
Hottel [1976] presentó un método para calcular la radiación transmitida a través
de la atmósfera clara, en el cual tiene en cuenta el ángulo cenital y la altitud para una
atmósfera estándar y cuatro tipos de clima: tropical, verano en latitudes medias,
verano subártico e invierno en latitud media. El coeficiente de transmitancia de
radiación solar τ está dado por la expresión:
Donde z es el ángulo cenital y las constantes a0, a1 y k de la atmósfera estándar
son función sólo de la altitud y del tipo de clima
46000
47000
48000
49000
50000
51000
500 550 600 650
Po
ten
cia
(kW
)
Caudal HTF (kg/s)
Therminol VP-1
Syltherm 800
Dowtherm A
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
88
Seleccionando ahora la opción Use clear sky with CF, aparece la siguiente
ventana, en la que se introducirán los datos necesarios para calcular la radiación
incidente con el modelo de Hottel.
Figura 4.25 Clear sky CF
Además del mes, la altitud y la latitud, ya dados en el modo Engineering Design,
se introduce la irradiación directa media en el lugar. Con estos valores, Thermoflex
calcula un factor de corrección.
Para el día y la hora de diseño se obtiene un factor de corrección de 0,5912, lo
que se traduce en una radiación directa igual a 529 W/m2. Usando el campo solar de
diseño con estas condiciones de radiación se obtendrían 27 MW con 287,3 kg/s de HTF.
Para comparar el efecto de considerar la transmisividad de la atmósfera, se
rediseña el campo solar para producir 50 MWe. El área ocupada por los colectores es
ahora 166 ha, un 69 % mayor que en el caso de diseño.
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
DNI 1,54 2,2 3,16 3,92 4,6 5,81 6,36 5,41 4,17 2,51 1,65 1,12
Factor de corrección
0,321 0,377 0,442 0,466 0,491 0,591 0,66 0,611 0,542 0,396 0,323 0,251
Tabla 4.9 Factores de corrección a lo largo del año
En la tabla anterior se muestran la irradiación directa media en la provincia de
Badajoz en y los valores del factor de corrección a lo largo del año.
Gráfica 4.8 Radiación directa sobre la planta con y sin factor de corrección
0,
200,
400,
600,
800,
1000,
Ra
dia
ció
n D
ire
cta
(W
/m2)
Con corrección
Sin corrección
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
89
Simulando todos los casos (con y sin factor de corrección) teniendo en cuenta la
fecha y las condiciones ambientales medias correspondientes, se obtiene la Gráfica
4.8, en la que se ve claramente cómo afecta la transmisividad a la radiación total que
le llega a la planta y, consecuentemente, a su funcionamiento.
4.7.7. Influencia de las dimensiones del tubo receptor
Otro de los parámetros que el programa permite variar en Off-Design es la
geometría del tubo receptor, cambiando su diámetro y su espesor. El tubo de diseño
tiene 70 mm de diámetro exterior y 2,667 mm de espesor, por lo que su diámetro
interior es 64,67 mm.
Estudiando varios casos en los que dichas dimensiones sean menores y mayores
que las de diseño, se observa cómo cambia el funcionamiento global del campo
solar.
La siguiente tabla muestra el impacto sobre las pérdidas de calor en cada lazo,
las pérdidas de carga en todo el campo de colectores y cómo varía el factor de
concentración en cada caso.
Diámetro exterior del tubo receptor mm 50 60 70 80 90
Concentración geométrica 112 93,33 80 70 62,22
Pérdidas térmicas en cada lazo kW 99,83 119,9 140,2 161,3 182,9
Pérdida de presión total del campo bar 20,27 10,5 6,157 4,394 3,611
Tabla 4.10 Variación diámetro tubo receptor
Se ve cómo mejora el factor de concentración cuanto más pequeño es el tubo,
lo que se traduce en un mejor rendimiento del colector. También se reducen las
pérdidas térmicas en cada lazo, porque el área de transferencia con el exterior es
menor. Por el contrario, las pérdidas de carga aumentan exponencialmente con la
disminución del diámetro, lo que aparte de traducirse en mayor consumo de la
bomba de HTF, provocará aumentos de velocidad del fluido en los tubos que podrían
provocar su ruptura.
Gráfica 4.9 Variación diámetro tubo receptor
0,
5,
10,
15,
20,
25,
0,
40,
80,
120,
160,
200,
50, 60, 70, 80, 90,
Pér
did
as d
e p
resi
ón
(b
ar)
Pér
did
as t
érm
icas
(kW
)
Diámetro (mm)
Pérdidas térmicas
Pérdidas de presión
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
90
Modificando ahora el espesor del tubo manteniendo constante el diámetro
exterior del mismo, se comprueba que a mayor espesor, mayor pérdida de presión
(disminuye el diámetro interior), pero es una variación despreciable comparándola
con el efecto de variar el diámetro.
Espesor del tubo receptor mm 1,5 2,2 2,667 3,1 4,
Pérdidas térmicas en cada lazo kW 139,6 139,9 140,2 140,4 140,9
Pérdida de presión total del campo bar 5,632 5,933 6,157 6,384 6,92
Tabla 4.11 Variación espesor tubo receptor
4.7.8. Influencia de la orientación del campo solar
En el campo solar de diseño se le ha dado valor 0 al parámetro “Row (tracking
axis) rotation from due north”, lo que significa que eje de las filas de espejos es paralelo
al eje N-S, como se ve en la Figura 4.3Figura 4.3 Plano campo solar. Este parámetro es
un ángulo que varía entre 0º y 90º, siendo este último valor el correspondiente a un
campo orientado perpendicularmente a los meridianos, es decir orientado con el eje
E-O.
Se va a analizar cómo varía el ángulo de seguimiento de los colectores y el calor
absorbido por el campo solar según esté girada la planta respecto al eje N-S.
Estudiando la planta diseño se comprueba que ninguno de los parámetros varía
significativamente, como puede verse en la Tabla 4.12. Por ello se van a considerar
distintos momentos del día para este estudio.
Rotación respecto al eje N-S º 0 30 45 60 90
Ángulo de seguimiento º 0,00 7,857 11,04 13,44 15,43
Calor absorbido kW 134890 134883 134868 134858 134841
Tabla 4.12 Variación de la orientación respecto al eje N-S
Estudiando el efecto de cambiar la orientación de la planta sobre el ángulo de
seguimiento y sobre el calor absorbido para tres momentos distintos de día; las 8, las 12
y las 16 horas, se obtienen las siguientes gráficas.
Gráfica 4.10 Influencia de la orientación del campo solar
-60
-40
-20
0
20
40
60
0 30 60 90
Án
gulo
de
segu
imie
nto
Inclinación respecto al eje N-S
0
40
80
120
160
0 30 60 90
Cal
or
abso
rbid
o (
MW
)
Inclinación respecto al eje N-S
12 horas8 horas16 horas
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
91
En la gráfica de la derecha puede verse cómo, si la planta está orientada según
el eje N-S, los colectores estarán girados hacia el Este por la mañana (ángulo positivo)
y hacia el Oeste por la tarde (ángulo negativo), sin embargo, a medida que cambia la
orientación del campo solar, la tendencia cambia. Cuando la orientación es paralela
al eje E-O, sólo existe seguimiento en las horas centrales del día.
En cuanto al calor absorbido por el campo solar, se observa cómo, en las horas
centrales del día, prácticamente no afecta la orientación de la planta. Por el
contrario, si se trata del comienzo o el final del día, la situación cambia drásticamente,
se pasa de recibir un 11,9% menos que en las horas centrales si la planta está orientada
N-S, a un 60,7% menos con orientación E-O.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA
TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014
92
5. Resumen y conclusiones
El presente proyecto pretende ser una guía para el diseño de una herramienta
que permita estudiar y analizar una planta termosolar de colectores
cilindroparabólicos, con especial énfasis en el campo solar de la misma.
La herramienta elegida para modelar la planta ha sido Thermoflex, un programa
de balances de masa y energía completo y flexible, que permite simular
prácticamente cualquier sistema y equipo de una central térmica, ya sea un ciclo
combinado, una termosolar o una central térmica convencional. Es un software denso
que requiere manejar bien los conceptos relacionados con generación de calor, de
energía, transferencia de calor, procesos químicos y termodinámicos… pero tiene una
interfaz bastante intuitiva, lo que facilita su manejo.
Thermoflex puede además combinarse con herramientas de diseño de turbinas
de gas o de vapor, de estimación de costes, complementos para usarlo a través de
Excel… En el capítulo 3 se describen las herramientas que se han usado para
desarrollar el proyecto.
Para poder estudiar la sensibilidad del campo solar a la variación de distintos
parámetros de funcionamiento, se ha necesitado elaborar un modelo completo de la
planta termosolar, que se describe en la primera parte del capítulo 4. La guía descrita
en dicho capítulo se ha particularizado para una planta de 50 MW con un aceite
térmico y unas condiciones de vapor concretas, pero puede usarse para modelar una
planta genérica. Además, al haberse descrito el proceso por sistemas, puede ser útil
para diseñar en Thermoflex los balances de cualquier otro tipo de planta. Por ejemplo,
cualquier central que use un ciclo de vapor para generar energía necesitará
condensar el vapor, por lo que serán útiles los pasos descritos en el Sistema de
condensación. Así mismo, la turbina y el tren de precalentamiento podrán usarse para
simular cualquier ciclo de vapor, sólo cambiado el generador de vapor solar por una
caldera o un recuperador de calor de gases de combustión, si se tratase de una
central de ciclo combinado.
En la segunda parte del capítulo 4, se estudia la sensibilidad del campo solar de
diseño a factores como la hora del día, las condiciones ambientales, el tipo de fluido
térmico utilizado para absorber calor o la orientación de los colectores que forman el
campo solar.
Se obtienen conclusiones como que un colector con un alto factor de
concentración no siempre se traduce en un mejor funcionamiento, hay que tener en
cuenta las limitaciones constructivas del propio colector, además de las propiedades
térmicas del HTF utilizado.
Estudiando el comportamiento del modelo variando la hora solar a lo largo de un
día, se pone de manifiesto la necesidad de disponer de un sistema de
almacenamiento térmico, o de hibridación con otro sistema que aporte calor en los
períodos sin radiación, como puede ser una caldera de gas natural o un ciclo
combinado.
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Una alternativa a la hibridación con combustibles fósiles es complementar la
producción con energía solar durante las horas de luz con una central de biomasa,
que aportaría la energía térmica necesaria para producir durante la noche o en los
picos de consumo de las primeras horas de la mañana y las últimas de la tarde, en las
que se dispone de menos radiación. Esta tecnología se encuentra actualmente en
investigación para aumentar la eficiencia del proceso y hacerla competitiva.
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6. Bibliografía
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EUMETSAT. Agencia Estatal de Meteorología. Disponible en:
http://www.aemet.es/documentos/es/serviciosclimaticos/datosclimatologicos/atlas_ra
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http://www.fenercom.com/pages/publicaciones/publicacion.php?id=174
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de calor a alta temperatura. Balado, E. Disponible en: http://e-
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Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero. Disponible en:
http://www.boe.es/boe/dias/2012/01/28/pdfs/BOE-A-2012-1310.pdf
Resumen del Plan de Energías Renovables 2011-2020. Ministerio de Industria,
Turismo y Comercio. Disponible en:
http://www.idae.es/uploads/documentos/documentos_Resumen_PER_2011-
2020_15f3dad6.pdf
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