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PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE
ESCUELA DE INGENIERIA
ESTUDIO DE FACTIBILIDAD TÉCNICO-
ECONÓMICA DE UN SISTEMA HÍBRIDO SOLAR
TERMOELÉCTRICO CON TERMOSIFÓN EN ZONAS
RESIDENCIALES DE CHILE Y ECUADOR
MÓNICA CECILIA VACA PROAÑO
Actividad de Graduación para optar al grado de
Magíster en Ingeniería de la Energía
Profesor Supervisor:
AMADOR GUZMÁN CUEVAS
Santiago de Chile, (julio, 2015)
2015, Mónica Vaca Proaño
PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE
ESCUELA DE INGENIERIA
ESTUDIO DE FACTIBILIDAD TÉCNICO-ECONÓMICA
DE UN SISTEMA HÍBRIDO SOLAR
TERMOELÉCTRICO CON TERMOSIFÓN EN ZONAS
RESIDENCIALES DE CHILE Y ECUADOR
MÓNICA CECILIA VACA PROAÑO
Actividad de Graduación presentada a la Comisión integrada por los
profesores:
AMADOR GUZMÁN CUEVAS
ROBERTO SANTANDER MOYA
UBALDO ZÚÑIGA QUINTANILLA
JULIO VERGARA AIMONE
Para completar las exigencias del grado de
Magíster en Ingeniería de la Energía
Santiago de Chile, (julio, 2015)
i
Para Aurora,
Por tu cariño incondicional siempre.
ii
AGRADECIMIENTOS
Agradezco al profesor Amador Guzmán, por su valiosa dirección y apoyo en la
realización de este proyecto.
Al profesor Julio Vergara, Jefe de Programa MIE-PUC, y a los profesores Roberto
Santander y Ubaldo Zúñiga, miembros del tribunal calificador, por su tiempo y
colaboración en la culminación de este proyecto.
A los profesores del MIE, por su valioso aporte académico en el desarrollo y
culminación de esta etapa.
A mi familia, por su cariño y apoyo incondicional durante toda mi vida, y
particularmente en esta etapa de superación profesional. A mis padres, Jorge y Carmita,
quienes a lo largo de mi vida han velado por mi bienestar y educación.
A Pierre, por su amor y por ser mi soporte principal en la realización de este proyecto y
durante toda la etapa de estudio.
A mis amigos, por haberme dado fuerza y ánimo durante la realización de este proyecto.
Su amistad es el tesoro más valioso.
Al Gobierno de la República de Ecuador, a través del Programa de Becas de la
Secretaría de Educación Superior, Ciencia, Tecnología e Innovación, por su gestión para
mi realización del Magíster.
iii
TABLA DE CONTENIDOS
AGRADECIMIENTOS ............................................................................................................................. II
TABLA DE CONTENIDOS .................................................................................................................... III
ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................................................ V
ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................................................. VI
RESUMEN VII
ABSTRACT VIII
CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN .......................................................................................................... 1
1.1 Objetivos. .......................................................................................................................... 4 1.1.1 Objetivo principal. ............................................................................................................ 4 1.1.2 Objetivos específicos. ....................................................................................................... 4
CAPÍTULO 2 MODELADO MATEMÁTICO Y SIMULACIÓN ...................................................... 5
2.1 Descripción del dispositivo HSTE propuesto. .................................................................. 5 2.1.1 Dimensiones ...................................................................................................................... 7 2.1.2 Subsistemas y Funcionamiento ......................................................................................... 8
2.2 Modelo Matemático y simulación del sistema HSTE. .................................................... 11 2.2.1 Calor Solar Incidente. ..................................................................................................... 13 2.2.2 Pérdida de irradiación ..................................................................................................... 14 2.2.3 Potencia Eléctrica. ........................................................................................................... 14 2.2.4 Sistema de Resistencias Térmicas de bajas temperaturas. .............................................. 14 2.2.5 Eficiencia ........................................................................................................................ 20
2.3 Análisis de resultados ...................................................................................................... 22 2.4 Configuración HSTE....................................................................................................... 27
CAPÍTULO 3 ANÁLISIS DEL RECURSO SOLAR ......................................................................... 29
3.1 Recurso solar en Chile .................................................................................................... 29 3.2 Recurso solar en Ecuador ................................................................................................ 29 3.3 Desempeño del dispositivo ............................................................................................. 30
CAPÍTULO 4 EVALUACIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA............................................................ 39
4.1 Elección de la tecnología ................................................................................................ 39 4.2 Barreras ........................................................................................................................... 40
4.2.1 Barreras Técnicas ............................................................................................................ 40 4.2.2 Barreras Económicas ....................................................................................................... 42 4.2.3 Barreras Ambientales ...................................................................................................... 42 4.2.4 Barreras Socioculturales ................................................................................................. 43
4.3 Evaluación técnica .......................................................................................................... 44 4.3.1 Potencia Nominal -Eficiencia ......................................................................................... 44 4.3.2 Operación y Mantenimiento ............................................................................................ 45
4.4 Características del emplazamiento .................................................................................. 46 4.4.1 Nubosidad ....................................................................................................................... 46 4.4.2 Disponibilidad del fluido ................................................................................................ 48
4.5 Evaluación económica .................................................................................................... 49 4.5.1 Análisis de costos de inversión ....................................................................................... 49 4.5.2 Análisis de costos de operación y mantenimiento ........................................................... 54
iv
4.5.3 Costos de tecnologías ...................................................................................................... 56 4.6 Estudio comparativo – Tecnologías solares .................................................................... 57 4.7 Estudio comparativo – Generación Diesel ...................................................................... 58
CAPÍTULO 5 OBSERVACIONES FINALES .................................................................................... 62
CAPÍTULO 6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .......................................................... 64
6.1 Conclusiones ................................................................................................................... 64 6.2 Recomendaciones............................................................................................................ 65
CAPÍTULO 7 GLOSARIO DE TÉRMINOS ...................................................................................... 66
CAPÍTULO 8 REFERENCIAS ............................................................................................................ 67
ANEXOS 71
ANEXO 1. Propiedades de la superficie selectiva ................................................................................. 71 ANEXO 2. Propiedades del material termoeléctrico .............................................................................. 71 ANEXO 3. Propiedades del Termosifón ................................................................................................ 72 ANEXO 4. Tablas de vapor – Agua ....................................................................................................... 73 ANEXO 5. Matriz de resolución de ecuaciones ..................................................................................... 75
v
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA 2.1: APLICACIONES POSIBLES DE HSTE CON NIVEL DE EFICIENCIA ...................................... 6
TABLA 2.2: DIMENSIONES DEL DISPOSITIVO HSTE .................................................................................. 7
TABLA 2.3. CLASIFICACIÓN DE SISTEMAS DE CONCENTRACIÓN ...................................................... 28
TABLA 3.1: IRRADIACIÓN GLOBAL HORIZONTAL - CHILE ................................................................... 29
TABLA 3.2: IRRADIACIÓN DIRECTA - ECUADOR ..................................................................................... 30
TABLA 3.3: DATOS PARA EL CASO DE MÁXIMA EFICIENCIA ............................................................... 31
TABLA 3.4: RESULTADOS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA – ECUADOR .............................................. 31
TABLA 3.5: RESULTADOS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA – CHILE ..................................................... 32
TABLA 3.6: DATOS PARA EL CASO CON POTENCIA TERMOELÉCTRICA ........................................... 34
TABLA 3.7: GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA - ECUADOR......................................................... 34
TABLA 3.8: GENERACIÓN DE ENERGÍA TÉRMICA - ECUADOR ............................................................ 35
TABLA 3.9: GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA - CHILE ................................................................ 35
TABLA 3.10: GENERACIÓN DE ENERGÍA TÉRMICA - CHILE .................................................................. 36
TABLA 3.11: POTENCIA POR ÁREA DEL HSTE .......................................................................................... 38
TABLA 3.12: REQUERIMIENTO DE SUPERFICIE DE TECNOLOGÍAS SOLARES................................... 38
TABLA 4.1: DIMENSIONES DEL DISPOSITIVO HSTE ................................................................................ 49
TABLA 4.2: COSTOS DE ESTRUCTURAS DE SOPORTE ............................................................................. 50
TABLA 4.3: COMPARACIÓN DE TUBOS RECEPTORES DE CALOR ........................................................ 50
TABLA 4.4: CARACTERÍSTICAS DE LOS TUBOS DE VACÍO ................................................................... 51
TABLA 4.5: COSTOS DE TUBOS DE VACIÓ FUJISOL ................................................................................ 52
TABLA 4.6: PROYECCIÓN DE COSTOS DE ESPEJOS REFLECTORES ..................................................... 52
TABLA 4.7: COSTOS DE MÓDULOS TERMOELÉCTRICOS ....................................................................... 53
TABLA 4.8: RESUMEN DE COSTOS DE INVERSIÓN .................................................................................. 53
TABLA 4.9: PROYECCIÓN DE COSTOS DE PARTES Y MATERIALES .................................................... 55
TABLA 4.10: RESUMEN DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ........................................ 56
TABLA 4.11: COMPARACIÓN DE COSTOS DE TECNOLOGÍAS SOLARES ............................................. 57
TABLA 4.12: COSTOS DE GENERACIÓN POR ÁREA ................................................................................. 58
TABLA 4.13: COSTOS DE GENERACIÓN DIESEL ....................................................................................... 59
TABLA 4.14: COSTOS ANUALES DE GENERACIÓN DIESEL .................................................................... 60
TABLA A.1: EMITANCIA DEL CROMO-NEGRO .......................................................................................... 71
TABLA A.2: CONDUCTIVIDAD DEL TELURO DE BISMUTO .................................................................... 71
TABLA A.3: FIGURA DE MÉRITO PROMEDIO DEL TELURO DE BISMUTO .......................................... 72
TABLA A.4: CONDUCTIVIDAD DEL COBRE ............................................................................................... 72
TABLA A.5: PROPIEDADES DEL AGUA – TABLAS DE VAPOR ............................................................... 73
vi
ÍNDICE DE FIGURAS
FIG. 2.1: ESQUEMA DEL DISPOSITIVO HSTE ESTUDIADO. .............................................................. 5
FIG. 2.2: ESQUEMA DE UN CORTE DEL SISTEMA HSTE ................................................................... 7
FIG. 2.3: SUBSISTEMA CONCENTRADOR DEL DISPOSITIVO HSTE. ............................................... 8
FIG. 2.4: TERMOSIFÓN DEL DISPOSITIVO HSTE ................................................................................. 9
FIG. 2.5: ESQUEMA DE CORTE EN LA SECCIÓN DE EVAPORACIÓN ........................................... 11
FIG. 2.6: SISTEMA DE RESISTENCIAS Y TEMPERATURAS ............................................................. 12
FIG. 2.7: TRANSFERENCIA DE CALOR A TRAVÉS DE UN CILINDRO ........................................... 15
FIG. 2.8: TRANSFERENCIA DE CALOR POR CONVECCIÓN ............................................................ 17
FIG. 2.9: RESISTENCIA TÉRMICA ENTRE EVAPORADOR Y CONDENSADOR ............................ 19
FIG. 2.10: CONDUCCIÓN AXIAL DEL TERMOSIFÓN ........................................................................ 20
FIG. 2.11: ALGORITMO DE RESOLUCIÓN ........................................................................................... 23
FIG. 2.12: PÉRDIDAS DE CALOR ........................................................................................................... 24
FIG. 2.13: POTENCIA ELÉCTRICA ......................................................................................................... 25
FIG. 2.14: CALOR DE SALIDA ................................................................................................................ 26
FIG. 2.15: EFICIENCIA DEL DISPOSITIVO ........................................................................................... 27
FIG. 3.1: ENERGÍA MENSUAL GENERADA POR EL DISPOSITIVO - ECUADOR .......................... 32
FIG. 3.2: ENERGÍA MENSUAL GENERADA POR EL DISPOSITIVO– CHILE .................................. 33
FIG. 3.3: DIMENSIONES DEL CONCENTRADOR ................................................................................ 37
FIG. 4.1: FRECUENCIA DE NUBOSIDAD. CALAMA – CHILE ........................................................... 47
FIG. 4.2: FRECUENCIA DE NUBOSIDAD. SANTIAGO – CHILE ........................................................ 47
FIG. 4.3: FRECUENCIA DE NUBOSIDAD. TEMUCO – CHILE ........................................................... 48
FIG. 4.4: FRECUENCIA DE NUBOSIDAD. PUERTO MONTT – CHILE ............................................. 48
FIG. 4.5: DETALLES DEL MÓDULO TERMOELÉCTRICO ................................................................. 53
FIGURA 4.6: DISTRIBUCIÓN DE COSTOS DE INVERSIÓN ............................................................... 54
FIGURA 4.7. COMPARACIÓN DE CAPEX Y OPEX ............................................................................. 60
vii
RESUMEN
Los sistemas que aprovechan la energía solar para generar calor y electricidad son
alternativas viables para zonas alejadas debido a que permite ofrecer sistemas integrales
y autónomos de generación de calor y electricidad. El objetivo del presente trabajo es
evaluar técnica y económicamente un sistema híbrido solar termoeléctrico con
termosifón, para su aplicación en generación eléctrica y calefacción en zonas
residenciales de Ecuador y Chile. El dispositivo analizado consiste en un concentrador
parabólico que concentra la luz solar en un tubo de vacío con superficie absorbente. Un
termosifón transfiere el calor a la sección de condensación para ser utilizado en una
aplicación secundaria. La diferencia de temperatura entre el lado caliente y frío del
módulo termoeléctrico produce energía eléctrica por efecto Seebeck. El modelo consiste
en un conjunto de resistencias, cuya interacción da origen al fenómeno de transferencia
de calor. Como resultado, se dedujo que la eficiencia del sistema es función de la
temperatura del ciclo de fondo y del factor de concentración solar. La eficiencia óptima
del sistema es 35,7% para un factor de concentración C=10 y una temperatura de ciclo
de fondo de 500K. La energía anual generada con el dispositivo en Calama, Chile es 404
kWh/año, y la energía promedio generada por el dispositivo en Ecuador es 257
kWh/año. La principal barrera técnica encontrada está en el proceso de manufactura,
debido a la dificultad de insertar el material termoeléctrico entre las paredes del tubo de
vacío. En cuanto al análisis económico, el mayor porcentaje de costos lo ocupan los
módulos termoeléctricos (83%). La potencia por área obtenida con es 149 W/m2 para un
factor de concentración C=10 y una temperatura de ciclo de fondo de 500 K. Los costos
de instalación para el dispositivo son 5,9 USD/W. Es necesario invertir en investigación
y desarrollo de la tecnología, de forma que se alcance la madurez suficiente para llegar a
la etapa comercial de esta tecnología, lo que disminuirá costos y aumentará la
competitividad de estos dispositivos.
Palabras clave: Sistemas solares híbridos, Termosifón, Generación termoeléctrica.
viii
ABSTRACT
Systems that use solar energy to generate heat and electricity are viable alternatives for
remote areas, because they can provide integrated systems with self-generation of heat
and electricity. The aim of this study is to evaluate a thermoelectric solar hybrid system
with thermosyphon for a technical and economical point of view, for applications in
power generation and heating in residential areas in Ecuador and Chile. The analyzed
device consists in a parabolic concentrator that centralizes sunlight into a vacuum tube
with a selective surface. A thermosyphon transfers heat to the condensation section to be
used in a secondary application. The temperature difference between the hot and cold
side of the thermoelectric modules produces electricity by Seebeck effect. The model
consists on a thermal resistance system, whose interaction origin the phenomenon of
heat transfer. As a result, it was concluded that system efficiency is a function of the
temperature of the bottoming cycle and the solar concentration factor. Optimal system
efficiency is 35,7% for a concentration factor C=10 and a temperature of the bottoming
cycle of 500K cycle. The annual energy generated by the device in Calama, Chile is 404
kWh/year, and the average power generated by the device in Ecuador is 257 kWh/year.
The main technical barrier is the manufacturing process due to the difficulty of inserting
the thermoelectric material between the walls of the vacuum tube. As regards the
economic analysis, the cost of thermoelectric modules represents the highest percentage
of costs (83%). The power per area for the device is 149 W/m2 for a concentration factor
C=10 and a temperature of the bottoming cycle of 500K. The installation cost for the
device is 5,9 USD/W. It is necessary to invest in research and development in order to
reach the commercial stage for this technology, which will reduce costs and increase the
competitiveness of these devices.
Keywords: Hybrid solar thermoelectric, Thermosyphon, Thermoelectric generation.
1
CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN
El desarrollo de un país, reflejado principalmente en la satisfacción de las necesidades
básicas de su población, va de la mano con un aumento en la demanda energética de ese
país. Este aumento en la demanda de energía, sumado a la disminución de los recursos
convencionales para producir energía y a la mayor conciencia ambiental, han motivado
el desarrollo de formas de generación energética más eficientes y limpias.
Según estadísticas del Banco Mundial (2014), en Chile un 99,4% de la población tiene
acceso a la electricidad al año 2010 y en Ecuador un 95,5% al año 2011. A pesar de que
las estadísticas muestran valores elevados, la meta de todo país es lograr que el 100% de
la población cuente con acceso a la electricidad para satisfacer sus necesidades básicas y
aumentar sus posibilidades de desarrollo. Para conseguir este objetivo, es necesario
cubrir la demanda energética en las zonas con difícil acceso a la red eléctrica.
Los sistemas que aprovechan la energía solar para generar tanto calor como electricidad,
son alternativas viables para zonas residenciales tanto urbanas como rurales. Esto se
debe a la flexibilidad en su aplicación, ya que permite ofrecer sistemas integrales y
autónomos de generación de calor y electricidad (Van Campen, et.al., 2000)
Según datos de la Asociación Europea de la Industria Fotovoltaica, “La región
Latinoamericana será una de las que lidere el desarrollo solar de la próxima década (Van
Campen, et.al., 2000). Esto se debe al alto potencial solar que se encuentra en muchos
países de esta región. Chile es uno de los países con mayor potencial solar del mundo.
Los índices anuales promedio de irradiación se encuentran entre 3,6 – 4,1 kWh/m2-día
desde la I-IV región, entre la V-VIII región se encuentra cercano a los 3,0 kWh/m2-día y
en el resto del país bajo los 2,6 kWh/m2-día (Sarmiento, 2006). Ecuador por su parte
cuenta con valores de irradiación solar que varían entre 3,4 kWh/m2 en el mes de mayo
hasta 4,3 kWh/m2 en el mes de septiembre (Van Campen, et.al., 2000).
Es de aceptación general que los sistemas solares híbridos tienen una mayor eficiencia y
estabilidad del rendimiento en comparación con los dispositivos solares individuales, lo
2
que explica el interés actual hacia ellos (Chávez y Vorobiev, 2013). Existen varias
configuraciones de sistemas solares híbridos en estudio. Los sistemas solares híbridos
eléctrico/térmicos que utilizan energía fotovoltaica (PVT) en combinación con una
unidad de extracción de calor lleno de agua o aire se han diseñado y estudiado en
muchos laboratorios en las tres últimas décadas y ahora son ampliamente utilizados en
todo el mundo (Inglaterra, Canadá, China, Grecia, India, entre otros) (Chávez y
Vorobiev, 2013). Los sistemas PVT generan potencia con paneles fotovoltaicos, pero se
limitan a un bajo rango de temperatura para aprovechamiento térmico (30°C-80°C)
(Erzat, et.al., 2008; Tripanagnostopoulos, et.al., 2002; Tyagia, et.al., 2012). Los sistemas
híbridos de concentración fotovoltaica-térmica (CPVT) muestran mejores eficiencias de
conversión eléctrica que los PVT, sin embargo también se limitan a bajos rangos de
temperatura (Haifei Chen, et.al., 2014; Mojiri, et.al., 2013; Tripanagnostopoulos, Y.,
2007). En los sistemas termoeléctricos (TE) se obtienen altas eficiencias de conversión
eléctrica a altas temperaturas, debido a que la energía térmica es convertida a
electricidad directamente por el efecto Seebeck, por lo que su utilización en sistemas
híbridos solares es de alto interés (Miljkovic y Wang, 2011; Wei-Hsin Chen, et.al.,
2014). Se hicieron algunas investigaciones sobre la posibilidad del uso de generadores
termoeléctricos (TEG) en los sistemas híbridos de energía solar, con la conclusión de
que los TEG se pueden utilizar con éxito en estos sistemas en lugar de paneles
fotovoltaicos o junto con ellos. Se consiguió un aumento esencial en la eficiencia de
conversión termoeléctrica en la última década, lo cual es muy favorable para este tipo de
aplicaciones con TEG (Chávez y Vorobiev, 2013).
Las ventajas de los sistemas híbridos que usan TEG son:
Altas eficiencias de conversión eléctrica a altas temperaturas.
Ausencia de partes móviles, lo que disminuye la tasa de mantenimientos y ruido.
Gran potencial para producir energía eléctrica con abundante calor residual para
cumplir con demandas propias de energía.
3
Al utilizar un sistema híbrido solar termoeléctrico (HSTE) se consigue mayores
eficiencias, debido a que el módulo termoeléctrico genera electricidad mediante la
diferencia de temperaturas proporcionada por la energía solar, y el calor residual puede
utilizarse en un ciclo de fondo para calefacción o aplicaciones industriales. Sin embargo,
esta eficiencia puede disminuir debido al consumo de energía necesario para bombear el
líquido refrigerante a un ciclo de fondo (Lertsatitthanakorn, 2010)[19]. Este problema se
puede superar al incorporar un termosifón, el cual transfiere el calor al ciclo de fondo sin
necesidad de bombeo ni consumos energéticos adicionales (Miljkovic y Wang, 2011).
En este trabajo se realiza la evaluación técnica y económica de un sistema híbrido solar
termoeléctrico (HSTE) que consiste en un módulo termoeléctrico que genera
electricidad usando el efecto Seebeck en un material termoeléctrico y transmite el calor
recibido al evaporador de un termosifón, el cual, pasiva y eficientemente, transfiere el
calor a un ciclo de fondo para aplicación secundaria y/o para calentar agua para su uso
en aplicaciones residenciales. Se determinará la configuración más eficiente del sistema
HSTE y se evaluará técnica y económicamente esta configuración. La evaluación
técnica se realizará tomando en cuenta los materiales de fabricación y el fluido utilizado,
la tecnología de fabricación disponible y el prototipo físico del sistema. La evaluación
económica se realizará con base en los costos de producción, instalación, operación y
mantenimiento asociados. Adicionalmente, se realizará un estudio comparativo con otros
sistemas de aprovechamiento de energía solar para determinar su factibilidad de
instalación en los lugares geográficos estudiados.
4
1.1 Objetivos.
1.1.1 Objetivo principal.
Evaluar técnica y económicamente un sistema híbrido solar
termoeléctrico con termosifón, para su aplicación en generación
eléctrica y calefacción en zonas residenciales de Ecuador y Chile.
1.1.2 Objetivos específicos.
Construir un modelo físico matemático del sistema HSTE que
permite determinar la Potencia termoeléctrica y el Calor útil del
sistema, así como su eficiencia.
Validar el modelo con aproximaciones realizadas por otros autores en
condiciones conocidas.
Determinar la configuración más eficiente del HSTE para distintas
localizaciones en Chile y Ecuador.
Analizar el recurso solar para las dos áreas geográficas de estudio
seleccionadas en Ecuador y Chile, y con estos datos evaluar el
desempeño del dispositivo en los emplazamientos escogidos para
cada país.
Realizar la evaluación técnica del sistema HSTE mediante la
definición de los materiales a utilizar, la tecnología de fabricación y
la disponibilidad de materiales en Chile y Ecuador.
Efectuar la evaluación económica del sistema HSTE con base en
costos de fabricación, instalación, operación y mantenimiento del
sistema.
Realizar un estudio comparativo entre el dispositivo HSTE propuesto
y los sistemas solares aplicados actualmente.
5
CAPÍTULO 2 MODELADO MATEMÁTICO Y SIMULACIÓN
2.1 Descripción del dispositivo HSTE propuesto.
Miljkovic y Wang (2011) estudiaron el diseño de un sistema de termoeléctrico
solar híbrido donde un termosifón pasiva y eficientemente transfiere el calor a
un ciclo de fondo para aplicación secundaria. El sistema analizado se muestra
en la Figura 2.1.
Fig. 2.1: Esquema del dispositivo HSTE estudiado.
θ
Energía Solar Concentrador
parabólico
Termosifón
Y X
Z
90° - θ
6
El dispositivo consiste en un concentrador parabólico que concentra la luz solar
en la zona de evaporación de un tubo de vacío con superficie absorbente
(termosifón), para elevar la temperatura del lado caliente del módulo
termoeléctrico ubicado en el tubo interior. El termosifón, que está en contacto
con el lado frío del módulo termoeléctrico, mantiene la temperatura y transfiere
el calor residual a la sección del condensador para ser utilizado en calefacción
de agua caliente. La diferencia de temperatura entre el lado caliente y frío del
módulo termoeléctrico produce energía eléctrica, por efecto Seebeck. De esta
manera se aprovecha la energía solar para generación eléctrica y de calor. La
ventaja de este sistema es que los módulos termoeléctricos generan energía
eléctrica sin necesidad de partes móviles y el termosifón permite utilizar el
calor residual para calentar un fluido sin requerir un sistema de bombeo, lo que
disminuye el consumo eléctrico in-situ, y los costos de operación y
mantenimiento, y aumenta la eficiencia del sistema.
Existen diferentes posibles aplicaciones de un sistema HSTE, donde su
eficiencia varía en función de la temperatura de condensación TC,e y un factor
de concentración solar C a definir. Esto se muestra en la Tabla 2.1.
Tabla 2.1: Aplicaciones posibles de HSTE con nivel de eficiencia
Aplicación HSTE Eficiencia
(%)
TC,e
(K) C
Pte
(W/m)*
Qout
(kW/m)*
Calefacción residencial 15,2 360 50 200 4
Acondicionamiento solar
de aire 25,4 400 50 100 4
Aplicaciones industriales
de baja temperatura –
Secado químico
34,4 500 100 250 7,6
Aplicaciones industriales
de media temperatura 48,1 700 100 140 7
Aplicaciones industriales
de alta temperatura –
Fundición de aluminio
52,6 776 100 60 7,5
*Los valores de Pte y Qout se presentan por longitud de sección de
evaporación. Fuente: Miljkovic y Wang (2011).
7
2.1.1 Dimensiones
Las dimensiones utilizadas en el presente trabajo son las mismas que las
utilizadas por los trabajos de Miljkovic y Wang (2011) y Gómez (2012).
Un esquema del dispositivo y sus dimensiones se muestran en la Figura
2.2.
Fig. 2.2: Esquema de un corte del sistema HSTE
Tabla 2.2: Dimensiones del dispositivo HSTE
LE Largo del evaporador 0,5 m
La Largo de la sección adiabática 0,5 m
LC Largo del condensador 0,1 m
ri Radio interno del termosifón 0,02 m
re Radio externo del termosifón 0,0225 m
rTE Radio exterior del material termoeléctrico 0,03 m
θ Ángulo de operación del modelo 30°
re
LC
La
LE
ri
rTE
Qsolar
Qpérdidas
Qsalida
PTE
Vapor
8
2.1.2 Subsistemas y Funcionamiento
Para analizar el funcionamiento del dispositivo HSTE propuesto, se
subdivide en tres subsistemas: el subsistema concentrador, el subsistema
termoeléctrico y el subsistema termosifón.
a) Subsistema Concentrador
Este subsistema trabaja con un mecanismo que permite concentrar la
energía solar de una gran superficie a una pequeña área. En este caso se
utiliza un cilindro parabólico como elemento de concentración solar.
Mediante la curvatura de la parábola, la radiación solar converge a una
superficie selectiva para obtener mayores niveles de energía. Esto se
muestra en la Figura 2.3.
Fig. 2.3: Subsistema concentrador del dispositivo HSTE.
El factor de concentración solar (C), se define como la relación entre el
área de apertura del concentrador solar y el área superficial del receptor.
Para bajas concentraciones de energía solar (C ≤ 10) se utilizan sistemas
Superficie
reflectora
Foco de
concentración
9
estáticos, mientras que para concentraciones mayores (C >10) se utilizan
sistema con seguimiento.
b) Subsistema termosifón
El termosifón transmite el calor a través de un fluido de trabajo desde la
sección de evaporación a la sección de condensación. Se divide en tres
secciones: zona de evaporación, zona adiabática y zona de condensación,
como se muestra en la Figura 2.4.
Fig. 2.4: Termosifón del dispositivo HSTE
La zona de evaporación, o evaporador, es la sección donde el flujo de
calor ingresa al termosifón. El fluido de trabajo del termosifón captura
este calor y lo transmite a la zona de condensación mediante el
mecanismo de convección natural. Gracias a este calor, el fluido de
trabajo cambia de estado líquido a vapor, y sube a la zona de
condensación.
La zona de condensación, o condensador, es la sección donde el flujo de
calor sale del termosifón en forma de calor útil. El vapor proveniente del
evaporador entrega calor y cambia de fase de vapor a líquido. El calor
Evaporador
Zona
adiabática
Condensador
10
transmitido sale del termosifón y el fluido condensado retorna al
evaporador.
Existe una zona intermedia adiabática entre el evaporador y el
condensador que funciona como espacio de transición y donde se asume
que no existen fenómenos de intercambio de calor.
El material del termosifón y el fluido de trabajo con el cual opera el
termosifón dependen del rango de temperaturas a las que se trabaje. Las
combinaciones entre un material de termosifón y un fluido de trabajo
deben cumplir ciertas propiedades como una buena transmisión del calor
por parte del fluido y una buena conductividad del material del
termosifón. Para el presente trabajo se utiliza un termosifón cobre-agua,
el cual es el óptimo para el rango de temperatura de 300-500 K utilizado
para aplicaciones residenciales. El material utilizado para la superficie
selectiva es cromo negro, debido a que posee la mayor capacidad
absorbente (Miljkovic, 2011).
c) Subsistema termoeléctrico
Este subsistema es el encargado de producir electricidad mediante la
diferencia de temperaturas sobre un material semiconductor
termoeléctrico gracias al efecto Seebeck (Goldsmid, 2010). El efecto
Seebeck ocasiona que se genere una diferencia de potencial debido a la
diferencia de temperatura entre las dos caras del módulo termoeléctrico.
Esta diferencia de voltaje produce un flujo de electrones, y como
consecuencia energía eléctrica. Este subsistema de generación eléctrica
tiene como ventaja que no posee partes móviles y opera de modo
simultáneo a la captura de calor solar mediante el termosifón. Como se
observa en la Figura 2.5, el material termoeléctrico se coloca en la zona
de evaporación del termosifón, entre las paredes de la superficie selectiva
exterior y el interior del tubo exterior de vidrio.
11
Fig. 2.5: Esquema de corte en la sección de evaporación del termosifón
El material termoeléctrico ocupado en este trabajo es el teluro de bismuto
(Be2Te3), el cual es el material comercialmente más desarrollado. Las
propiedades de los materiales han sido obtenidas de la literatura y se
muestran en el Anexo 6.2.
2.2 Modelo Matemático y simulación del sistema HSTE.
Para determinar el modelo matemático que permite simular el comportamiento
del sistema HSTE analizado, es necesario determinar las ecuaciones
gobernantes de cada parte de tal sistema. Para este trabajo se utiliza el esquema
descrito por Miljkovic y Wang (2011) y que fue deducido y corregido por
Gómez (2010). El esquema del HSTE muestra un conjunto de resistencias y
temperaturas, cuya interacción da origen al fenómeno de transferencia de calor,
así como la energía que entra y sale del sistema.
Debido a que este dispositivo se evaluará para una aplicación secundaria de
calefacción en zonas residenciales, se utiliza el modelo de baja temperatura
(menor a 500 K). El modelo consta de nueve temperaturas principales. Estas
temperaturas permiten definir las resistencias térmicas locales entre ellas.
Módulos
termoeléctricos
Superficie
selectiva
Tubo exterior
de vidrio
12
Fig. 2.6: Sistema de resistencias y temperaturas
Donde:
Ts = Temperatura del absorbedor
TE,e = Temperatura exterior del evaporador
TE,i = Temperatura interior del evaporador
TE,lv = Temperatura en la interfaz líquido vapor en el evaporador
TE,sat = Temperatura de saturación del vapor en el evaporador
TC,e = Temperatura exterior del condensador
TC,i = Temperatura interior del condensador
TC,lv = Temperatura en la interfaz líquido vapor en el condensador
TC,sat = Temperatura de saturación del vapor en el condensador
RA = Resistencia conductiva del material termoeléctrico
RB = Resistencia térmica conductiva del evaporador
RC = R. térmica convectiva de la película delgada de fluido - evaporador
RD = R. térmica por la caída de presión del vapor entre evaporador y condensador
RE = R. térmica convectiva de la película delgada dentro del condensador
RF = Resistencia térmica conductiva del condensador
RG = Resistencia térmica axial del termosifón
Q0 = Calor que pasa por el termosifón de manera axial
Q1 = Calor que es transportado por el fluido
Qsolar
Qpérdidas
PTE
Qsalida
Ts
TE,e
TE,i
TE,sat
TC,sat
TC,i
TC,e
RC
RB
RA
RD
RE
RF
RG
Q1
Q0
13
Para realizar el análisis del sistema, se asume que el sistema opera en estado
estacionario, que las resistencias tienen propiedades promedio y que las
temperaturas son homogéneas en cada sección del termosifón. Se desprecian la
influencia de los gases no condensables que se acumulan en la parte superior y
los efectos de la corrosión.
Se realiza un balance global de energía, en el cual la energía solar que incide en
el receptor es igual a la suma de la energía eléctrica obtenida por el material
termoeléctrico, el calor útil obtenido en el termosifón y las pérdidas asociadas a
la irradiación emisiva del receptor, como se muestra en Figura 2.6. La ecuación
global del balance de energía establecida es:
𝑄𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 = 𝑄𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 + 𝑄𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 + 𝑃𝑡𝑒 (2.1)
Donde:
Qsolar = Calor solar [W]
Qpérdidas = Calor de pérdida por emisión [W]
Qsalida = Calor de salida el termosifón [W]
Pte = Potencia Eléctrica del TE [W]
2.2.1 Calor Solar Incidente.
El calor solar incidente (Qsolar) se modela en función de la concentración
del sistema óptico (C) y del área de la sección transversal del evaporador.
Esto se muestra en la ecuación 2.2.
𝑄𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 = 𝛼 ∗ 𝐴𝑠𝑡 ∗ 𝐶 ∗ 𝐺 (2.2)
Donde:
α = Absortancia de la superficie receptora
Ast = Área exterior iluminada del evaporador
C = Magnitud de concentración del sistema óptico
G = Constante solar (1000 W/m2)
14
2.2.2 Pérdida de irradiación
Las pérdidas de irradiación del receptor (Qpérdidas) son dependientes del
área de la superficie del evaporador y de la emitancia del material. Se
calcula con la ecuación 2.3.
𝑄𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 = 𝜎𝑆𝐵 ∗ 𝜀 ∗ 𝐴𝐸 ∗ (𝑇𝑠4 − 𝑇∞
4 ) (2.3)
Donde:
σSB = Constante de Stefan Boltzmann (5,67 x 10-8
W/m2K
4)
= Emitancia de la superficie selectiva
AE = Área del manto exterior del evaporador
Ts = Temperatura de superficie selectiva
T∞ = Temperatura ambiente (300 K)
2.2.3 Potencia Eléctrica.
La potencia eléctrica generada por el material termoeléctrico (PTE) se
modela en función del calor solar incidente, la pérdida de calor y la
eficiencia del material termoeléctrico, según el balance global de la
energía.
𝑃𝑇𝐸 = (𝑄𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 − 𝑄𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠) ∗ 𝜂𝑇𝐸 (2.4)
La eficiencia termoeléctrica (𝜂𝑇𝐸) se expresa en función de la figura de
mérito (ZT) y las temperaturas en cada cara del material termoeléctrico.
𝜂𝑇𝐸 =𝑇𝑠−𝑇𝐸,𝑒√1+𝑍𝑇̅̅ ̅̅ −1
𝑇𝑠√1+𝑍𝑇̅̅ ̅̅ −𝑇𝐸,𝑒
𝑇𝑠
(2.5)
2.2.4 Sistema de Resistencias Térmicas de bajas temperaturas.
Para representar el comportamiento del HSTE se utiliza un modelo de
resistencias térmicas que describe el fenómeno que ocurre con el calor
solar neto que entra al dispositivo y la potencia termoeléctrica y el calor
15
que salen de este (Figura 2.3). Con las ecuaciones locales de cada sección
se deducen las resistencias térmicas. Para este rango de temperatura se
utiliza un termosifón de cobre-agua, teluro de bismuto (Bi2Te3) como
material termoeléctrico y cromo negro como superficie selectiva. Las
propiedades de estos materiales se muestran en los Anexos 1, 2 y 3.
a) Resistencias Térmicas Radiales Conductivas
Las resistencias térmicas radiales conductivas son las resistencias que
dificultan el paso del calor por el fenómeno de conducción, como se
muestra en la Figura 2.7.
Fig. 2.7: Transferencia de calor a través de un cilindro
En este modelo, este tipo de resistencias son: la resistencia del material
termoeléctrico (RA), la resistencia térmica conductiva del evaporador
(RB) y del condensador (RF). La solución general de las resistencias
térmicas radiales conductivas se obtiene por la ley de Fourier, la cual
expone que la conducción del calor a través de un cilindro cualquiera se
puede expresar como:
𝑄𝑀 = −𝑘𝑀 ∗ 𝐴𝑒𝑥𝑡 ∗𝜕𝑇
𝜕𝑟=
∆𝑇
𝑅𝑀 (2.6)
Donde QM es el calor que pasa por el cilindro, kM es el coeficiente de
conductividad térmica del cilindro, Aext es el área de la superficie exterior
RM
T1 T2
rext
rint
LM
Aext
Q
16
del cilindro, 𝜕𝑇
𝜕𝑟 la tasa de cambio de la temperatura entre las caras del
cilindro respecto al radio, ΔT es el delta de temperatura entre las dos
caras y RM es la resistencia térmica radial convectiva correspondiente. Si
T1 y T2 son temperaturas de las caras del cilindro, LM es el largo del
cilindro y el radio exterior e interior del cilindro son rext y ri
respectivamente, por lo que el área y la tasa de cambio del cilindro se
expresan como se muestra en las ecuaciones 2.7 y 2.8.
𝐴𝑒𝑥𝑡 = 2 ∗ 𝜋 ∗ 𝐿𝑀 ∗ 𝑟𝑒𝑥𝑡 (2.7)
𝜕𝑇
𝜕𝑟=
𝑇2−𝑇1
ln(𝑟𝑒𝑥𝑡𝑟𝑖𝑛𝑡
)𝑟𝑒𝑥𝑡
(2.8)
De las ecuaciones 2.6, 2.7 y 2.8, se obtiene que la resistencia radial
conductiva para un cilindro cualquiera queda determina por:
𝑅𝑀 =ln(
𝑟𝑒𝑥𝑡𝑟𝑖𝑛𝑡
)
2∗𝜋∗𝐿𝑀∗𝑘𝑀 (2.9)
Se aplica la ecuación 2.9 a las resistencias conductivas radiales del
modelo, y se obtiene una expresión para cada resistencia, con sus
correspondientes temperaturas y dimensiones.
𝑅𝐴 =ln(
𝑟𝑇𝐸𝑟𝑒
)
2∗𝜋∗𝐿𝐸∗𝑘𝑇𝐸 (2.10)
𝑅𝐵 =ln(
𝑟𝑒𝑟𝑖
)
2∗𝜋∗𝐿𝐸∗𝑘𝑇𝑆 (2.11)
𝑅𝐹 =ln(
𝑟𝑒𝑟𝑖
)
2∗𝜋∗𝐿𝐶∗𝑘𝑇𝑆 (2.12)
Donde kTE es la conductividad térmica del material termoeléctrico y kTS
es la conductividad térmica del termosifón.
b) Resistencias Térmicas Radiales Convectivas
17
Las resistencias térmicas radiales convectivas son las resistencias que se
oponen al paso del calor por el fenómeno de convección. En este modelo,
corresponden a la resistencia de la película delgada en el evaporador (RC)
y la resistencia de la película delgada en el condensador (RE).
Por la ley de enfriamiento de Newton, la convección de calor a través de
una película delgada al interior de un cilindro se muestra en la figura 2.8
y se expresa como:
𝑄𝑀 = ℎ𝑓𝑙,𝑀∗ 𝐴𝑠 ∗ (𝑇2 − 𝑇1) =
∆𝑇
𝑅𝑀 (2.13)
Donde hfl,M es el coeficiente convectivo promedio del flujo, As es el área
de la superficie de la película de fluido en contacto con el cilindro.
Fig. 2.8: Transferencia de calor por convección
El coeficiente convectivo promedio se determina en función de la razón
entre el largo del cilindro y el radio interior del cilindro (Lm/rMi). Si la
razón es menor o igual que 20, se utiliza la ecuación 2.14 según el
modelo de capa laminar de condensado en una superficie plana inclinada,
y si es mayor que 20, la ecuación 2.15, que incorpora la variación del
espesor de la película delgada debido al ángulo de inclinación del
termosifón (Hussein, 2001).
RM
T1 T2
rint Q
Película
delgada
18
ℎ𝑓𝑙,𝑀= 0,943 ∗ [
𝜌𝑙∗𝑔∗cos 𝜃∗(𝜌𝑙−𝜌𝑣)∗ℎ𝑓𝑔∗𝑘𝑙3
𝜇𝑙∗(𝑇2−𝑇1)∗𝐿𝑀]
1/4
(2.14)
ℎ𝑓𝑙,𝑀= [0,997 − 0,334 cos 𝜃0,108] ∗ [
𝐿𝑀
2𝑟𝑀𝑖]
0,254 cos 𝜃0,108
∗ [𝜌𝑙∗g∗(𝜌𝑙−𝜌𝑣)∗ℎ𝑓𝑔∗𝑘𝑙
3
𝜇𝑙∗(𝑇2−𝑇1)∗𝐿𝑀]
1/4
(2.15)
Donde, ρl es a la densidad del líquido saturado, ρv la densidad del vapor
saturado, hfg es la entalpía entre el vapor y líquido saturados, kl es el
coeficiente de conducción del líquido de trabajo, µl es la viscosidad
dinámica del líquido de trabajo, rMi es el radio interior del cilindro y LM
es el largo del cilindro.
La resistencia radial de convección para el interior de un cilindro
cualquiera con una película de condesado se expresa de la siguiente
manera:
𝑅𝑀 =1
2∗𝜋∗𝑟𝑀∗𝐿𝑀∗ℎ𝑓𝑙,𝑀
(2.16)
La ecuación 2.16 se aplica a las resistencias convectivas radiales del
modelo, y se obtiene una expresión para cada resistencia, mostrada en las
ecuaciones 2.17 y 2.18.
𝑅𝐶 =1
2∗𝜋∗𝑟𝑖∗𝐿𝐸∗ℎ𝑓𝑙,𝐸
(2.17)
𝑅𝐸 =1
2∗𝜋∗𝑟𝑖∗𝐿𝐸∗ℎ𝑓𝑙,𝐶
(2.18)
Para RC el coeficiente se define entre TE,i y TE,sat y para RE el coeficiente
se define entre TC,sat y TC,i.
c) Resistencia Térmica entre el Evaporador y el Condensador.
Existe una diferencia de presión entre el vapor saturado del evaporador y
el vapor condensado, que provoca que el vapor suba de una sección a
19
otra. Al existir una diferencia de presión, existe también una diferencia de
temperatura entra ambos puntos. Esto se representa en la Figura 2.9.
Fig. 2.9: Resistencia térmica entre evaporador y condensador
La relación de Clapeyron es capaz de cuantificar la resistencia térmica
producida entre los vapores saturados y se expresa como:
𝑅𝐷 =8∗𝐿𝑜∗𝜇𝑣∗𝑅𝑣∗(
𝑇𝐸,𝑠𝑎𝑡+𝑇𝐶,𝑠𝑎𝑡2
)2
𝜋∗ℎ𝑓𝑔2∗𝑃𝑣∗𝜌𝑣∗𝑟𝑖
4 (2.19)
Donde Lo es el largo total del HSTE, Rv es la constante de gas ideal del
vapor, µV es la viscosidad dinámica del vapor, hfg es la diferencia de
entalpía el vapor y el líquido a la temperatura de saturación, Pv es presión
vapor a la temperatura de saturación y ri es el radio interior del
termosifón.
d) Resistencia Térmica Axial Conductiva del Termosifón.
TE,sat
TC,sat
RD Q
20
La resistencia axial conductiva del termosifón RG, se origina por el
fenómeno de conducción, por lo tanto se modela por la ley de Fourier y
se representa en la figura 2.10.
Fig. 2.10: Conducción axial del Termosifón
La resistencia térmica axial se define como:
𝑅𝐺 =1
2∗(𝐿𝐸+𝐿𝐶)+𝐿𝑎
𝜋∗(𝑟𝑒2−𝑟𝑖
2)∗𝑘𝑇𝑆 (2.20)
2.2.5 Eficiencia
La eficiencia global del sistema se considera como la suma de la energía
obtenida por el sistema termoeléctrico más la energía obtenida del calor
útil, en relación a la energía máxima disponible.
La eficiencia termoeléctrica ideal ηTE se determina según la ecuación 2.5,
para calcular la potencia termoeléctrica de salida según la ecuación 2.4.
La energía de calor útil puede ser transformada en energía eléctrica por
un segundo dispositivo, y se suma a la energía eléctrica generada por el
RG Q
21
subsistema termoeléctrico. La eficiencia del segundo dispositivo se
considera ideal, por lo que se utiliza la eficiencia de un ciclo de Carnot
para describirlo.
𝜂𝐶 = 1 −𝑇∞
𝑇𝐶,𝑒 (2.21)
Donde T∞ es la temperatura ambiente (300 K). Por lo tanto, la potencia
eléctrica obtenida a partir del calor útil se expresa como:
𝑊ú𝑡𝑖𝑙 = 𝑄𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 ∗ 𝜂𝐶 = 𝑄𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 ∗ (1 −𝑇∞
𝑇𝐶,𝑒) (2.22)
Esta misma ecuación se puede expresar, según el balance Global de
energía, en función del calor solar, la potencia termoeléctrica y el calor
perdido, según la Ecuación 2.23.
𝑊ú𝑡𝑖𝑙 = 𝜂𝐶𝑎𝑟𝑛𝑜𝑡 (𝑄𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 − 𝑃𝑇𝐸 − 𝜎𝜀𝐴𝐸(𝑇𝑆4 − 𝑇∞
4)) (2.23)
Finalmente, para obtener la eficiencia global del Sistema, los dos
componentes de la energía útil de salida (Pte, Wútil) se combinan y
comparan con la energía total de entrada (Qsolar). La eficiencia del
dispositivo HSTE se puede determinar como:
𝜂𝐻𝑆𝑇𝐸 =𝑊ú𝑡𝑖𝑙+𝑃𝑇𝐸
𝑄𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 (2.24)
Substituyendo la expresión de la Potencia termoeléctrica, expresada en la
ecuación 2.4, y la expresión del Trabajo útil de la ecuación 2.23, en la
ecuación 2.24 de eficiencia Global, y simplificando, se obtiene:
𝜂𝐻𝑆𝑇𝐸 = (𝜂𝑇𝐸 + 𝜂𝐶 − 𝜂𝑇𝐸𝜂𝐶) ∗ (1 −𝑄𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠
𝑄𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟) (2.25)
22
Donde Qpérdidas = σ ε AE (Ts4 - T∞
4), representa las perdidas radiativas
térmicas. La eficiencia del Sistema entonces es función de la temperatura
del ciclo de fondo, y se puede graficar en función de esta.
La eficiencia óptima del sistema HSTE se consigue cuando existe un
balance entre la eficiencia térmica (ηC) y las pérdidas emisivas (Qpérdidas).
Además, al aumentar el factor de concentración solar, aumenta la energía
que ingresa al sistema (Qsolar) y por lo tanto aumenta la eficiencia.
2.3 Análisis de resultados
La simulación del comportamiento del dispositivo HSTE analizado se realiza
mediante el programa Matlab, con un sistema matricial de resolución de
ecuaciones, el cual se obtiene de las ecuaciones descritas anteriormente. El
algoritmo simplificado de resolución aplicado se muestra en la Figura 2.11 y la
matriz de resolución se muestra en el Anexo 5.
Las variables de entrada del programa son el factor de concentración solar C y
la temperatura del ciclo de fondo TC,e, que es la temperatura en la zona de
condensación. Se evaluaron 5 valores de factor de concentración (C = 1, 2, 5,
10 y 20) en el rango de temperatura de 300 K a 500 K en intervalos de 5 K. No
se trabajó con valores de factor de concentración mayores a 20, debido a que
superaba el rango de operación del material termoeléctrico, y no se obtenían
mejoras significativas en la eficiencia.
Se obtienen curvas de resultados de Calor de salida (Qsalida), Potencia
termoeléctrica (PTE), Pérdidas de calor (Qpérdidas) y Eficiencia del dispositivo
HSTE (ηHSTE).
23
Fig. 2.11: Algoritmo de resolución
El Calor perdido (Qpérdidas), es el calor que se pierde debido al fenómeno de
emisión de la superficie selectiva. La superficie selectiva emite radiación
térmica a una emisividad espectral promedio debido a su temperatura elevada.
En la Figura 2.12 se observa que a medida que aumenta la temperatura del
condensador, aumentan las pérdidas. Esto se debe a que al aumentar la
temperatura del ciclo de fondo, aumenta el perfil de todas las temperaturas
incluida la de la superficie absorbente (Ts), y al haber mayor temperatura, existe
mayor emisividad y por lo tanto, mayores pérdidas por radiación térmica.
Distribución
de temperatura
inicial
Cálculo de
propiedades
Nueva
distribución de
temperaturas
Cálculo de Qsalida,
Qpérdidas y PTE Eficiencia
HSTE
Converge
C; TC,e
Si
No
24
De igual manera, al aumentar el factor de concentración solar C, aumentan las
pérdidas, debido al mismo fenómeno. Al aumentar el factor de concentración C,
aumenta el calor incidente y por ende la temperatura en la superficie selectiva,
por lo que aumentan las pérdidas por radiación térmica.
Fig. 2.12: Pérdidas de calor (Qpérdidas) en función de la temperatura del
condensador
En la Figura 2.13 se observa el comportamiento de la Potencia eléctrica
generada por efecto Seebeck gracias a la diferencia de temperatura entre las dos
caras del módulo termoeléctrico. Se observa que para cada factor de
concentración solar, a medida que aumenta la temperatura del condensador,
disminuye la Potencia Termoeléctrica. Esto se debe para que exista una mayor
temperatura en el condensador, se debe entregar mayor calor en el ciclo de
fondo, por lo tanto se entrega menor energía en el módulo termoeléctrico para
mantener el balance global.
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
300 350 400 450 500 550
Qp
érd
idas
[W
]
Temperatura [K]
C = 1
C = 2
C = 5
C = 10
C = 20
25
Al aumentar el factor de concentración solar, aumenta la Potencia
Termoeléctrica, debido a que con una mayor concentración, se entrega mayor
energía en forma de calor a la superficie selectiva, y se produce una mayor
variación de temperaturas entre las caras del material termoeléctrico.
Fig. 2.13: Potencia eléctrica (PTE) en función de la temperatura del condensador
En el caso del factor de concentración C igual a 20, tanto en la Figura 2.12
como 2.13, la curva se corta en 430 K, debido a que sobre esta temperatura del
condensador, las temperaturas en las caras del material termoeléctrico (Ts y
TE,e) están sobre los 500 K, que supera el rango de operación del material
termoeléctrico teluro de bismuto, el cual trabaja hasta máximo 522 K.
El calor de salida (Qsalida) es el calor útil que se entrega en la zona de
condensación, y que puede utilizarse en el ciclo de fondo para calefacción o
para generación de energía eléctrica. En la Figura 2.14 se muestran las curvas
de Calor de salida en función de la temperatura de condensación.
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
300 350 400 450 500 550
Pte
[W
]
Temperatura [K]
C = 1
C = 2
C = 5
C = 10
C = 20
26
Fig. 2.14: Calor de salida (Qsalida) en función de la temperatura del condensador
Se observa que, para un mismo factor de concentración solar, al aumentar la
temperatura del condensador, disminuye ligeramente el calor de salida. Esto se
debe a que a mayor temperatura en el condensador, aumenta el perfil de
temperaturas y aumentan las pérdidas por radiación térmica, por lo que
disminuye el calor de salida para mantener el balance global. Al aumentar el
factor de concentración solar, aumenta el calor de salida del dispositivo, debido
a que a mayor concentración, se entrega mayor energía solar.
En la Figura 2.15 se muestran las curvas de eficiencia en relación a la
temperatura del condensador para diferentes valores de factor de concentración
solar. Se observa que la eficiencia del sistema (ηHSTE) tiene valores óptimos en
función de la temperatura de condensación (TC,e), lo que se evidencia de forma
más clara en este caso en los factores de concentración solar C igual a 1 y 2. El
incremento inicial en la eficiencia se debe al aumento de la eficiencia térmica
que se obtiene con el aumento de la temperatura. Sin embargo, a medida que la
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
300 350 400 450 500 550
Qsa
lida
[W]
Temperatura [K]
C = 1
C = 2
C = 5
C = 10
C = 20
27
temperatura de condensación aumenta, la temperatura de la superficie (TS) del
sistema termoeléctrico llega a un punto donde las pérdidas emisivas (Qpérdidas)
comienzan a dominar. Como resultado, con cualquier incremento adicional en
la temperatura del condensador, la eficiencia disminuye debido a la
dependencia de cuarto orden que tienen las pérdidas emisivas con la
temperatura. También se observa que la eficiencia del sistema (ηHSTE) aumenta
con el aumento del factor de concentración solar (C) debido a una mayor
transferencia de calor a través del termosifón y a una mayor eficiencia térmica.
A mayor factor de concentración solar, el valor óptimo de eficiencia se obtiene
a una mayor temperatura.
Fig. 2.15: Eficiencia del dispositivo en función de la temperatura del
condensador
2.4 Configuración HSTE
El dispositivo analizado, será evaluado para aplicaciones residenciales. El
sistema idóneo para bajas temperaturas utiliza agua como fluido de trabajo,
0
5
10
15
20
25
30
35
40
300 350 400 450 500 550
ηH
STE
[%]
Temperatura [K]
C = 1
C = 2
C = 5
C = 10
C = 20
28
debido a que no es corrosivo a bajas temperaturas y es apto para el rango de
trabajo (300 K a 500 K). Además se trabaja con un termosifón de cobre de alta
conductividad y un material termoeléctrico de teluro de bismuto, que son los
materiales comercialmente desarrollados y disponibles. La superficie selectiva
utilizada es de cromo negro.
Existe una amplia variedad de colectores solares en el mercado, como se
muestra en la Tabla 2.3. El factor de concentración está relacionado con el
rango de temperaturas de trabajo. En el caso del presente trabajo, para
aplicaciones residenciales, se trabaja en un rango de temperaturas de 300-500
K, por lo que en el caso de cilindros parabólicos, se consigue este rango de
temperaturas con un factor de concentración entre 1 y 15.
Tabla 2.3. Clasificación de sistemas de concentración
Tipo de colector Tipo de
absorbente
Factor de
concentración
Rango de
temperatura (K)
Colector plano Plano 1 300 - 350
Colector plano con tubos de
vacío Plano 1 320 - 470
Concentrador de cilindro
parabólico Tubular
1–5 330 - 510
5–15 330 - 570
Reflector lineal Fresnel Tubular 10–40 330 - 520
Reflector de disco parabólico Puntual 100–1000 370 - 770
Colector de torre central Puntual 100–1500 420 - 2270
Fuente: Kalogirou, 2004.
Como se observa en la Figura 2.15, al aumentar el factor de concentración de
10 a 20 no se gana significativamente en eficiencia, y a concentración solar 20
el material termoeléctrico no trabaja en todo el rango de temperaturas por sus
limitaciones en el rango de operación del material termoeléctrico. Con base en
los resultados obtenidos, lo idóneo es trabajar con un factor de concentración
10, ya que permite alcanzar valores máximos de eficiencia en el rango de
operación para el material termoeléctrico.
29
CAPÍTULO 3 ANÁLISIS DEL RECURSO SOLAR
3.1 Recurso solar en Chile
El Recurso solar en Chile se evaluó para las ciudades de Calama, Santiago,
Temuco y Puerto Montt, con base en los datos proporcionados por el Mapa
solar de Chile del Ministerio de Energía (2012). Se analizó el recurso para estas
ciudades, de forma de evaluar el dispositivo a distintas latitudes a lo largo de
Chile. Se utilizó los datos de irradiación global horizontal promedio de los
datos mensuales reportados del 2003 al 2012. Estos datos se muestran en la
Tabla 3.1.
Tabla 3.1: Irradiación Global Horizontal - Chile
Mes Irradiación Global Horizontal [Wh/m
2 día]
Calama Santiago Temuco Puerto Montt
Enero 8400 8880 7620 6580
Febrero 7700 7900 6670 5680
Marzo 7670 6500 4880 4210
Abril 6610 4660 3240 2790
Mayo 5570 3090 2030 1520
Junio 5010 2070 1080 1030
Julio 5130 2840 1800 1440
Agosto 6090 3500 2360 2210
Septiembre 7290 4910 3720 3340
Octubre 8520 6510 4790 4140
Noviembre 9160 8030 6220 5560
Diciembre 9160 8890 7000 5970
Promedio 7193 5648 4284 3706
Fuente: Mapa solar de Chile
3.2 Recurso solar en Ecuador
El Recurso solar en Ecuador se evaluó con base en los datos proporcionados
por el Consejo Nacional de Electrificación del Ecuador (CONELEC) en su
publicación del Atlas Solar del Ecuador (2008). Se utilizó los datos de
30
irradiación global horizontal promedio, máxima y mínima del país. Estos datos
se muestran en la Tabla 3.2.
Fuente: Atlas solar del Ecuador
3.3 Desempeño del dispositivo
Según los datos de radiación global horizontal diaria promedio, se determina la
Hora Solar Punta (HSP), que es una unidad que mide la irradiación solar y se
define como el tiempo en horas de una hipotética irradiancia solar constante de
1000 W/m2. Se utiliza esta medida debido a que en el modelo matemático se
evaluó el dispositivo con una constante solar G de 1000 W/m2. Para realizar la
conversión de irradiación global promedio a HSP, se utiliza la ecuación 3.1.
𝐻𝑆𝑃 [ℎ
𝑑í𝑎] =
𝐼𝑟𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 [Wh
m2∗día]
1000 [𝑊
𝑚2] (3.1)
Se realiza la conversión de irradiación global promedio a HSP, y se determina
la energía generada por el dispositivo según la ecuación 3.2.
𝐸𝐻𝑆𝑇𝐸 = 𝑃𝐻𝑆𝑇𝐸 ∗ 𝐻𝑆𝑃 (3.2)
Tabla 3.2: Irradiación Directa - Ecuador
Mes Irradiación Directa [Wh/m
2 día]
Máxima Mínima Promedio
Enero 5523 3089 4411
Febrero 5817 3315 4480
Marzo 5855 3572 4655
Abril 5421 3188 4360
Mayo 5213 3288 4276
Junio 5474 3107 4140
Julio 5842 3216 4309
Agosto 6254 3117 4625
Septiembre 6492 3835 4974
Octubre 6323 3748 4888
Noviembre 6484 4059 4943
Diciembre 6089 3537 4838
Promedio 5899 3423 4575
31
Con esta fórmula se obtiene la energía diaria para cada mes. Para obtener la
energía mensual, se multiplica la energía diaria por el número de días que tiene
cada mes. La suma de las energías mensuales corresponde a la energía anual.
Se analiza un primer caso de máxima eficiencia, con un factor de concentración
solar C igual a 10, una temperatura de ciclo de fondo de 500 K. Los resultados
de la simulación a estas condiciones se muestran en la Tabla 3.3.
Tabla 3.3: Datos para el caso de máxima eficiencia (C = 10)
Eficiencia máxima 35,7 %
TC,e 500 K
PTE 1,6 We
Wútil 152,4 Wt
El Wútil es la energía eléctrica obtenida del Calor de salida con la conversión
ideal en un ciclo de Carnot. La potencia del dispositivo HSTE (PHSTE) se toma
como la suma de la potencia termoeléctrica y la potencia eléctrica equivalente
al Calor de salida, y con esta potencia se aplica la ecuación 3.2 para calcular la
energía. Los resultados se muestran en las Tablas 3.4 y 3.5, y Figuras 3.1 y 3.2.
Tabla 3.4: Resultados de generación de energía – Ecuador
Energía HSTE mensual [kWh/mes]
Máxima Mínima Promedio
Enero 26,4 14,7 21,1
Febrero 25,1 14,3 19,3
Marzo 27,9 17,0 22,2
Abril 25,0 14,7 20,1
Mayo 24,9 15,7 20,4
Junio 25,3 14,3 19,1
Julio 27,9 15,3 20,6
Agosto 29,8 14,9 22,1
Septiembre 30,0 17,7 23,0
Octubre 30,2 17,9 23,3
Noviembre 29,9 18,7 22,8
Diciembre 29,1 16,9 23,1
Energía anual
(kWh/año) 331,4 192,3 257,1
32
Fig. 3.1: Energía mensual generada por el dispositivo - Ecuador
00
05
10
15
20
25
30
35
40
45
50
Ene
rgía
me
nsu
al (
kWh
/me
s)
Máxima Mínima Media
Tabla 3.5: Resultados de generación de energía – Chile
Energía HSTE mensual [kWh/mes]
Calama Santiago Temuco Puerto Montt
Enero 40,1 42,4 36,4 31,4
Febrero 33,2 34,1 28,8 24,5
Marzo 36,6 31,0 23,3 20,1
Abril 30,5 21,5 15,0 12,9
Mayo 26,6 14,7 9,7 7,3
Junio 23,1 9,6 5,0 4,8
Julio 24,5 13,6 8,6 6,9
Agosto 29,1 16,7 11,3 10,5
Septiembre 33,7 22,7 17,2 15,4
Octubre 40,7 31,1 22,9 19,8
Noviembre 42,3 37,1 28,7 25,7
Diciembre 43,7 42,4 33,4 28,5
Energía anual
(kWh/año) 404,0 316,8 240,1 207,6
33
Fig. 3.2: Energía mensual generada por el dispositivo– Chile
Chile cuenta con mayor irradiación solar en comparación con Ecuador. La
ciudad de Calama, ubicada al norte de Chile, tiene de los valores más altos de
irradiación solar de Chile. Debido a esto, la energía anual generada con el
dispositivo HSTE en Calama, Chile, es superior al promedio de energía
generado por el dispositivo en Ecuador. La energía anual generada por el
dispositivo en Santiago, es del orden de la energía generada con los valores
máximos para Ecuador. La energía anual en la ciudad de Temuco, tiene valores
similares a la energía promedio generada en Ecuador, y los valores para Puerto
Montt son similares al mínimo obtenido para Ecuador. Sin embargo, se observa
que los valores de irradiación y energía generada varían marcadamente a lo
largo del año para las ciudades en Chile, mientras que para Ecuador es menos
marcada esta variación.
Se analiza un segundo caso donde se toma como Potencia eléctrica del
dispositivo, únicamente la generada por el sistema termoeléctrico, y se analiza
00
05
10
15
20
25
30
35
40
45
50
Ene
rgía
me
nsu
al (
kWh
/me
s)
Santiago Calama Temuco Pto. Montt
34
por separado el calor útil generado por el dispositivo para una aplicación
secundaria residencial. La temperatura del agua necesaria para aplicaciones
residenciales se asume como 360 K. Se mantiene el factor de concentración
solar de C igual a 10.
Bajo estas condiciones, los resultados de la simulación son los mostrados en la
Tabla 3.6.
Tabla 3.6: Datos para el caso con potencia termoeléctrica (C = 10)
Eficiencia máxima 17,11 %
TC,e 360 K
PTE 4,5 We
Qsalida 416,1 Wt
Con estas condiciones, se determina la energía eléctrica generada anual, y la
energía térmica generada por el dispositivo. Los resultados se muestran en la
Tabla 3.7 y 3.8 para Ecuador, y 3.9 y 3.10 para Chile.
Tabla 3.7: Generación de energía eléctrica - Ecuador
Energía HSTE mensual [kWh/mes]
Máxima Mínima Promedio
Enero 0,8 0,4 0,6
Febrero 0,7 0,4 0,6
Marzo 0,8 0,5 0,7
Abril 0,7 0,4 0,6
Mayo 0,7 0,5 0,6
Junio 0,7 0,4 0,6
Julio 0,8 0,5 0,6
Agosto 0,9 0,4 0,6
Septiembre 0,9 0,5 0,7
Octubre 0,9 0,5 0,7
Noviembre 0,9 0,6 0,7
Diciembre 0,9 0,5 0,7
Energía anual (kWh/año) 9,7 5,6 7,5
35
Tabla 3.8: Generación de energía térmica - Ecuador
Energía HSTE mensual [kWh/mes]
Máxima Mínima Promedio
Enero 71,2 39,8 56,9
Febrero 67,8 38,6 52,2
Marzo 75,5 46,1 60,1
Abril 67,7 39,8 54,4
Mayo 67,2 42,4 55,2
Junio 68,3 38,8 51,7
Julio 75,4 41,5 55,6
Agosto 80,7 40,2 59,7
Septiembre 81,0 47,9 62,1
Octubre 81,6 48,3 63,1
Noviembre 80,9 50,7 61,7
Diciembre 78,5 45,6 62,4
Energía anual (kWh/año) 896,0 519,8 695,0
Tabla 3.9: Generación de energía eléctrica - Chile
Energía HSTE mensual [kWh/mes]
Calama Santiago Temuco Puerto Montt
Enero 1,2 1,2 1,1 0,9
Febrero 1,0 1,0 0,8 0,7
Marzo 1,1 0,9 0,7 0,6
Abril 0,9 0,6 0,4 0,4
Mayo 0,8 0,4 0,3 0,2
Junio 0,7 0,3 0,1 0,1
Julio 0,7 0,4 0,3 0,2
Agosto 0,9 0,5 0,3 0,3
Septiembre 1,0 0,7 0,5 0,5
Octubre 1,2 0,9 0,7 0,6
Noviembre 1,2 1,1 0,8 0,8
Diciembre 1,3 1,2 1,0 0,8
Energía anual
(kWh/año) 11,9 9,3 7,0 6,1
36
Tabla 3.10: Generación de energía térmica - Chile
Energía HSTE mensual [kWh/mes]
Calama Santiago Temuco Puerto Montt
Enero 108,4 114,6 98,3 84,9
Febrero 89,7 92,0 77,7 66,2
Marzo 98,9 83,8 63,0 54,3
Abril 82,5 58,2 40,4 34,8
Mayo 71,9 39,9 26,2 19,6
Junio 62,5 25,8 13,5 12,9
Julio 66,2 36,6 23,2 18,6
Agosto 78,6 45,1 30,4 28,5
Septiembre 91,0 61,3 46,4 41,7
Octubre 109,9 84,0 61,8 53,4
Noviembre 114,4 100,2 77,6 69,4
Diciembre 118,2 114,7 90,3 77,0
Energía anual
(kWh/año) 1092 856 649 561
Se observa que la energía eléctrica generada únicamente por el sistema
termoeléctrico es del orden del 3% de la energía eléctrica total obtenida si se
ocupa la suma de la energía de la potencia termoeléctrica y la energía generada
a partir del calor útil. Esto es debido a que gran parte de la energía solar se
transfiere al fluido de trabajo y se trasmite a la zona de condensación y sale
como calor útil. Este calor sin embargo puede ser aprovechado para
aplicaciones residenciales como agua caliente.
Las dimensiones del dispositivo se muestran en la Tabla 2.2. Según la
configuración establecida, el factor de concentración solar estudiado es C igual
a 10, lo que implica que el área de apertura sea 10 veces el área del receptor. El
área receptora se define como:
𝐴𝑟𝑒𝑐𝑒𝑝𝑡𝑜𝑟𝑎 = 𝜋 ∗ 𝑟𝑇𝐸 ∗ 𝐿𝐸 (3.3)
37
El área receptora es igual a 0,047 m2, por lo que el área de apertura del
concentrador es 0,47 m2. El área de apertura es igual al largo (L) multiplicado
por el ancho del colector (W) según la figura 3.3. El ancho del colector igual a:
𝑊 = 𝐿𝐸 ∗ sen 𝜃 (3.4)
Fig. 3.3: Dimensiones del concentrador
Al ancho del dispositivo, se le debe sumar el ancho del termosifón de la zona
adiabática y de condensación. Esto se expresa como:
𝑊𝑎+𝐶 = (𝐿𝑎 + 𝐿𝐶) ∗ sen 𝜃 (3.5)
Se obtiene un ancho total del dispositivo de 0,55 m. La longitud del dispositivo
es L=1,89 m, y por lo tanto el área del dispositivo es 1,04 m2. Si se toma la
potencia real por área del dispositivo como:
𝑃𝐻𝑆𝑇𝐸 =𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑟𝑒𝑎𝑙 𝑜𝑏𝑡𝑒𝑛𝑖𝑑𝑎
𝐴𝐻𝑆𝑇𝐸 (3.6)
Si se aplica la ecuación 3.6 para el caso de potencia total y para el caso de
potencia termoeléctrica, se obtienen los resultados mostrados en la Tabla 3.11.
Se recalca que la Potencia total en el caso de máxima eficiencia fue evaluada
como la suma de la Potencia eléctrica generada por el subsistema
θ
38
termoeléctrico más la potencia eléctrica obtenida del calor residual. El segundo
caso solo toma en cuenta la potencia eléctrica generada por el sistema
termoeléctrico.
Tabla 3.11: Potencia por área del HSTE
Caso Potencia [W/m2]
Potencia real – Caso máxima eficiencia 148,5
Potencia real – Caso sólo Potencia Termoeléctrica 4,4
Se obtiene una mayor potencia eléctrica instalada cuando se utiliza el calor útil
generado por el dispositivo para generar energía eléctrica.
En la Tabla 3.12 se observa que la potencia real generada por área para el
dispositivo HSTE en el caso de potencia total es superior a la tecnología de
concentración de cilindro parabólico, torre central y disco Stirling. Cuando se
utiliza únicamente la potencia termoeléctrica para generar energía eléctrica, se
obtienen valores inferiores que para otras tecnologías solares, pero se suma el
calor útil puede ser utilizado en otras aplicaciones y aumentar de esta manera el
aprovechamiento de la energía del dispositivo y su eficiencia.
Tabla 3.12: Requerimiento de superficie de tecnologías solares.
Tecnología Potencia por área [W/m2]
Panel fotovoltaico 250
CCP 50
Torre Central 12
Fresnel 556
Disco Stirling 28
Dispositivo HSTE 149
Fuente: Global Concentrated Solar Power Industry Report (2010-2011)
39
CAPÍTULO 4 EVALUACIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA
En este capítulo se presenta un análisis de las barreras técnicas, económicas, ambientales
y socioculturales de la implementación del dispositivo HSTE. Posteriormente ser realiza
una evaluación de factibilidad tanto técnica como económica del dispositivo, para esto,
se definirán los criterios de decisión relevantes que validarán la operatividad del
dispositivo desde el punto de vista técnico, además de criterios de tipo económico.
4.1 Elección de la tecnología
Para el dispositivo HSTE se ha decidió optar por la tecnología de Concentrador
Cilindro Parabólico, con una generación eléctrica adicional gracias a módulos
termoeléctricos que aprovechan las diferencias de temperatura y un mecanismo
tipo termosifón para la transferencia de calor a través de un fluido de trabajo.
Las razones para estas decisiones son:
Nivel de Madurez: La tecnología de concentración solar de cilindro
parabólico presenta un alto grado de madurez tecnológica, debido a que
lleva operando mayor tiempo comparada con otras tecnologías solares,
además de tener un alto grado de confiabilidad de la operación. Existe
también un potencial de mejora y crecimiento dentro de la misma
tecnología. Este es el caso del dispositivo HSTE, que al estar en etapa de
investigación y desarrollo, cuenta con un bajo nivel de madurez, pero
debido a que se fundamenta en tecnologías de concentración solar y de
materiales termoeléctricos que han sido probadas comercialmente, el
dispositivo HSTE cuenta con grandes posibilidades de desarrollo y mejora
en su eficiencia en el mediano plazo.
Disponibilidad del fluido: Al trabajar con agua como fluido de trabajo en
un ciclo cerrado se eliminan una serie de problemas relacionados con la
escasez del mismo. Sin embargo, se debe considerar el agua necesaria para
limpieza y mantenimiento del dispositivo. Es importante analizar la
40
disponibilidad del recurso agua, ya que generalmente es escaso en las
comunidades rurales de Ecuador y en el norte de Chile, los cuales son
potenciales emplazamientos para aplicar este dispositivo.
Ausencia de partes móviles: El dispositivo HSTE trabaja con un
termosifón, el cual transfiere pasivamente el calor a un ciclo de fondo, sin
requerir partes móviles. De la misma manera, se genera electricidad por
efecto Seebeck mediante los módulos termoeléctricos sin la presencia de
mecanismos que utilicen partes móviles. Gracias a esto, se disminuyen los
consumos eléctricos de bombeo, y de esta forma se aumenta la eficiencia.
Además disminuyen los costos de mantenimiento y operación asociados a
una generación con partes móviles.
El potencial de mejora y crecimiento de la tecnología del dispositivo HSTE trae
consigo una serie de beneficios, a medida que se desarrolle en forma de
prototipos, y en el futuro en aplicaciones de generación.
4.2 Barreras
Se examinan las barreras técnicas, económicas, ambientales y socioculturales a
las que se enfrentaría la aplicación del dispositivo HSTE analizado.
4.2.1 Barreras Técnicas
Las barreras técnicas son aquellas referentes a la no existencia de un tipo
de tecnología, falta de conocimiento sobre un recurso energético,
equipamiento y materiales. La tecnología de concentración solar es una
tecnología de alto grado de madurez que se ha desarrollado en todo el
mundo. De igual manera la tecnología de módulos termoeléctricos cuenta
con dispositivos comercialmente disponibles y un buen grado de madurez
tecnológica. Sin embargo, el dispositivo conjunto, HSTE, es una
tecnología en etapa de investigación y desarrollo, lo que constituye una
barrera técnica a su implementación.
41
La eficiencia del dispositivo se relaciona en gran parte con las
características propias del material y de la tecnología. Estos elementos
determinan cuánto del total de radiación solar podrá ser convertida en
calor y electricidad. La eficiencia media de las tecnologías solares
disponibles comercialmente en la actualidad es baja comparada con las
tecnologías de generación convencional, lo que constituye una barrera
para el desarrollo de este tipo de dispositivos. Sin embargo, a medida que
se invierta en investigación y desarrollo, la eficiencia de estos
dispositivos aumenta.
En el caso particular del dispositivo HSTE, la principal barrera técnica se
centra en la construcción del dispositivo. Los materiales tanto para la
parte de concentración solar como los módulos termoeléctricos existen
comercialmente en la actualidad, sin embargo, es necesario introducir los
módulos termoeléctricos entre las paredes del tubo receptor, lo cual se
deberá evaluar en términos de factibilidad de manufactura y
configuración del dispositivo, debido a la falta de experiencia en este tipo
de arreglo.
Es necesario pasar de la etapa de modelado y simulación del dispositivo,
a una etapa de construcción y prueba de prototipo, para constatar las
eficiencias simuladas con base en el modelo matemático. Una vez
superada la etapa de pruebas de prototipo, se puede pensar en su
aplicación modular para generación eléctrica residencial.
Una barrera técnica y operativa de gran importancia es la intermitencia
que presentan todas las tecnologías de generación basadas en el recurso
solar. Es necesario contar con algún tipo de almacenamiento para suplir
las horas donde no se genera por falta de radiación solar directa. Para el
caso analizado de aplicación en zonas aisladas y de difícil acceso a la red
42
eléctrica, se debe considerar un sistema de almacenamiento como por
ejemplo un banco de baterías.
4.2.2 Barreras Económicas
Las barreras económicas que dificultan el desarrollo de dispositivos de
generación con base en energía solar se centran principalmente en los
altos costos de inversión
Los costos de inversión por unidad de potencia instalada para las
tecnologías solares en general son altos en comparación con las
tecnologías convencionales. Una reducción de los costos se consigue
principalmente con una masificación de la tecnología.
Los costos de inversión también aumentan al aumentar el riesgo, cuando
son tecnologías aún en etapa de desarrollo y que no han alcanzado un alto
grado de madurez, como es el caso del dispositivo HSTE analizado. Esto
genera efectos adversos para la competencia y eficiencia, y como
consecuencia afecta la factibilidad económica para su implementación.
4.2.3 Barreras Ambientales
Tanto Ecuador como Chile se encuentran en un proceso de cambio de su
matriz energética, de forma que puedan disminuir su porcentaje de
generación térmica, y con especial atención a la generación renovable
tanto convencional (hidroeléctrica) como no convencional (ERNC).
Una de las razones que originan el fenómeno mencionado es la admisión
de que las fuentes térmicas convencionales de generación de energía son
agotables y que su uso puede afectar el equilibrio del ecosistema del
planeta. Sin embargo, las energías renovables también son susceptibles de
ser cuestionadas en cuanto a su impacto en el medioambiente, aunque en
menor medida, y es necesario tomar en cuenta el impacto durante todo su
ciclo de vida.
43
En cuanto al dispositivo HSTE, utiliza como fluido de trabajo agua en un
circuito cerrado, por lo que su impacto a este recurso es mínimo. Al no
poseer partes móviles, genera electricidad y calor sin producir ruido ni
vibraciones que contaminen el medio ambiente. Su principal impacto, se
relaciona con la necesidad de almacenamiento debido a su intermitencia
de generación, que depende del tipo de almacenamiento, puede tener un
impacto bajo, medio o alto al medio ambiente, y el impacto causado
durante la manufactura de sus partes y la disposición final del dispositivo
al finalizar su vida útil, que debe ser evaluado.
4.2.4 Barreras Socioculturales
La falta de información y conciencia sobre las consecuencias de los
niveles de contaminación generados por las energías convencionales que
actualmente sustentan la matriz energética, constituye una barrera al
desarrollo de nuevas tecnologías de generación basadas en el recurso
solar. Chile y Ecuador están en un proceso de fomentar una cultura a
favor de la investigación y el desarrollo de tecnologías; de esta forma se
promueve la inversión en nuevas tecnologías y como consecuencia la
implementación de nuevas alternativas de generación eléctrica.
La reticencia a aceptar soluciones innovadoras, que no han sido probadas
anteriormente o que tienen poco tiempo de experiencia, dificulta el
desarrollo y acceso a mejoras importantes en el tema energético. Este es
el caso del dispositivo HSTE.
Por otra parte, la cultura reacia al riesgo y con la mentalidad de recuperar
la inversión en el corto plazo, disminuyen las posibilidades de desarrollar
mecanismos de generación que requieren de una alta inversión inicial y
que por lo general tardan en recuperar el capital utilizado.
44
Por lo tanto, es necesario que existan incentivos que beneficien
directamente al usuario, de lo contrario no hay una mayor motivación
fuerte para invertir en tecnología solar particularmente.
4.3 Evaluación técnica
Los criterios principales que se utilizan para definir la factibilidad técnica de
utilizar el dispositivo HSTE son:
Madurez de la tecnología: Es importante analizar la madurez de la
tecnología, con la finalidad de asegurar cierto grado de confiabilidad. Si
bien es cierto el grado de madurez de la tecnología propuesta es bajo,
debido a que este tipo de dispositivos se encuentran en etapa de
desarrollo e investigación, la tecnología base para su desarrollo, como
es el caso de la tecnología de Concentración solar de cilindro parabólico
y la tecnología de generación con materiales Termoeléctricos se
encuentra desarrollada y comercialmente disponible, lo que aporta
confiabilidad al desarrollo del dispositivo HSTE desde el punto de vista
técnico.
Características técnicas de la tecnología: Es necesario evaluar los
aspectos propios de la tecnología, que se relacionan con las
características de fabricación del equipo. En el caso del dispositivo
HSTE, existen soluciones disponibles comercialmente tanto para
concentradores de cilindro parabólico como para módulos
termoeléctricos. Sin embargo, el mayor reto de fabricación se centra en
la incorporación de los módulos termoeléctricos dentro del tubo de
vacío del receptor del concentrador solar.
4.3.1 Potencia Nominal -Eficiencia
45
Saber cuánta radiación recibida por la tecnología será transformada a
energía eléctrica es clave para poder evaluar la productividad del
dispositivo.
La eficiencia de la tecnología es entendida como la fracción de radiación
solar recibida que efectivamente será convertida a calor y/o electricidad.
En general las eficiencias de las tecnologías de concentración solar varían
entre 15 a 40%. Para el caso del dispositivo HSTE analizado, se obtiene
una eficiencia neta máxima igual a 35,7% para un factor de concentración
C = 10 y una temperatura de ciclo de fondo igual a 500 K.
A pesar de que la eficiencia no es el único aspecto relevante para definir
la energía a generar, es necesaria para estimar los dispositivos requeridos
con la finalidad de satisfacer una demanda energética.
4.3.2 Operación y Mantenimiento
Para garantizar un desempeño adecuado del dispositivo HSTE, es
importante tomar en cuenta las acciones necesarias para mantener su
óptimo funcionamiento. Los aspectos más importantes a analizar en este
tema son: limpieza de espejos, alineación de dispositivos y rotura de
espejos.
Limpieza de espejos
La limpieza de espejos corresponde a la operación de mantenimiento más
importante, ya que el ensuciamiento causado por acumulación de
impurezas en la superficie de los espejos reduce su reflectividad y
disminuye la cantidad de radiación solar reflectada al absorbedor. Es
recomendable realizar una limpieza adecuada con una frecuencia de una
1 vez por mes. Una forma óptima de lavado consiste en rociar los espejos
con agua desmineralizada a alta presión. Para dispositivos modulares
como el caso del HSTE de aplicación rural, la limpieza puede hacerse
46
manual, a diferencia de las plantas solares donde se utilizan camiones que
rocían agua a suficiente presión (Carrasco, 2009).
Alineación de dispositivos
Al instalar el dispositivo HSTE en el sitio escogido, es necesario alinear
la estructura del colector y del receptor, de forma de aprovechar al
máximo la radiación solar directa. Al pasar el tiempo, esta alineación
puede variar por el movimiento de los dispositivos, por lo que se
recomienda reajustar su alineación cada seis meses. De esta manera se
asegura la mayor captación de energía radiante posible por largos
períodos de tiempo (Carrasco, 2009).
Rotura de Espejos
Gracias al desarrollo y madurez de la tecnología de concentración solar
de cilindro parabólico, los espejos presentan alta durabilidad. Sin
embargo, puede existir un desgaste en los extremos del colector si existen
altas velocidades del viento en el lugar de emplazamiento. De ser este el
caso, es recomendable utilizar espejos reforzados con resinas de fibra de
vidrio en los lugares con mayor riesgo de rompimiento (Carrasco, 2009).
4.4 Características del emplazamiento
Debido a que para las tecnologías solares que utilizan concentración es
fundamental la cantidad de radiación directa que incide en el campo
concentrador, este tipo de dispositivos son óptimos de aplicar en lugares donde
se presenten cielos despejados la mayor parte del año.
4.4.1 Nubosidad
En el caso analizado para Calama - Chile, el factor de Nubosidad fluctúa
entre 0 y 0,25 con un máximo eventual de 0,3 (Explorador del Recurso
Solar de Chile, 2012). El factor de nubosidad es el porcentaje del tiempo
que el cielo estuvo cubierto de nubes. Para Calama y Santiago, se
47
obtienen valores menores a 0,3, y se consideran buenos lugares para
aplicar el dispositivo HSTE. En el caso de Temuco y Puerto Montt, el
factor de nubosidad puede alcanzar valores de 0,5 en ciertas épocas del
año, por lo que se debe considerar este factor en la operación del
dispositivo, ya que al trabajar únicamente con radiación directa, no
generará a su máxima eficiencia en días nublados. La frecuencia de
nubosidad fue determinada entre las 08:00 y las 20:00 según el reporte
del Explorador.
Fig. 4.1: Frecuencia de nubosidad. Calama – Chile
Fig. 4.2: Frecuencia de nubosidad. Santiago – Chile
48
Fig. 4.3: Frecuencia de nubosidad. Temuco – Chile
Fig. 4.4: Frecuencia de nubosidad. Puerto Montt – Chile
No existen datos disponibles de medición de nubosidad promedio de todo
el país para el caso de Ecuador, lo cual constituye una dificultad y una
barrera técnica, al momento de evaluar la factibilidad de implementación
de dispositivos de energía solar como el dispositivo HSTE.
4.4.2 Disponibilidad del fluido
49
En este caso, el fluido utilizado es agua. En el dispositivo HSTE, el fluido
de trabajo se utiliza en circuitos cerrados, lo que garantiza su reutilización
en el proceso y un menor consumo e impacto ambiental.
Además de utilizar agua como fluido de trabajo, también se utiliza para la
limpieza de los espejos, debido a que existen pérdidas ópticas asociadas
al ensuciamiento de los dispositivos. Se estima un consumo de 0,022 m3
de agua por m2 de colector al año por concepto de limpieza de los
mismos (Carrasco, 2009).
4.5 Evaluación económica
4.5.1 Análisis de costos de inversión
Los costos se estimaron para la mejor configuración de dispositivo de
acuerdo a su eficiencia. Las dimensiones se muestran en la Tabla 4.1.
Tabla 4.1: Dimensiones del dispositivo HSTE
LE Largo del evaporador 0,5 m
La Largo de la sección adiabática 0,5 m
LC Largo del condensador 0,1 m
ri Radio interno del termosifón 0,02 m
re Radio externo del termosifón 0,0225 m
rTE Radio exterior del material termoeléctrico 0,03 m
θ Ángulo de operación del modelo 30°
Los costos se estimaron para el sistema de termosifón cobre/agua,
material termoeléctrico teluro de bismuto (Bi2Te3) y concentración solar
C = 10.
Estructura de soporte
Consiste en el sistema metálico de soporte de los colectores solares
parabólicos. La resistencia de estas estructuras está dada por los esfuerzos
mecánicos que se producen en la situación de máxima velocidad de
viento incidente en el campo solar. Según proyecciones hechas por
50
SunLab, los costos de las estructuras tendrían una tendencia a la baja
debido a que las distintas partes metálicas individuales de la estructuras
pueden ser fabricadas por proveedores en todo el mundo, lo que llevaría a
reducciones potenciales de costo debido a la competencia. El costo
estimado promedio de las estructuras es de 55,6 USD/m2. Además del
costo de la estructura propiamente tal, se estima un costo de montaje de
los concentradores de 17 USD/m2 (Carrasco, 2009; SARGENT &
LUNDY Consulting Group, 2003).
Tabla 4.2: Costos de estructuras de soporte
MODELO COSTO [USD/m2]
LS-2 58
LS-3 66
Euro Trough 58
Duke Solar 48
IST 48
Tubos receptores de calor
Los tubos receptores de calor tienen una influencia decisiva en la
eficiencia de conversión de la energía solar. Se evaluaron tubos de vacío
de vidrio con termosifón de cobre.
En la Tabla 4.3 se presenta una comparación de dos proyecciones de
costos de tubos receptores de calor realizadas por SunLab y S&L para
una unidad de banco de tubos (Carrasco, 2009).
Tabla 4.3: Comparación de tubos receptores de calor
Año Costo [USD/unidad]
SunLab S&L
2010 635 675
2015 508 625
2020 400 600
51
Las proyecciones de costos de los tubos receptores de calor disminuyen
con el tiempo en el análisis de los dos proveedores. Para la evaluación
económica del dispositivo HSTE, se cotizaron tubos de vacío de la marca
FUJISOL, que ofrecen tubos de vacío disponibles en Sudamérica. Los
tubos de vacío están compuestos por dos tubos concéntricos de cristal
extremadamente resistente de boro silicato que mantienen entre sí un
vacío de alta presión actuando como aislante ideal. Las propiedades del
vacío como aislante hacen que estos colectores sean apropiados para un
amplio rango de tipos de clima. Son capaces de absorber la radiación
difusa en días nublados, lo que se sumaría a la radiación directa
concentrada por el cilindro parabólico. El tubo interior está tratado con
superficie selectiva doble M-ALN que proporciona la más alta eficiencia
(95%) y estabilidad térmica, al tiempo que evita pérdidas térmicas
inferiores al 5%. Las características se detallan en la Tabla 4.4.
Tabla 4.4: Características de los tubos de vacío
Estructura Estructura co-axial de doble tubo de vidrio
Material de vidrio Vidrio Borosilicato 3.3 (High Borosilicate
3.3 glass)
Diámetro externo y espesor
del tubo
Φ=47±0.7mm &=1.6mm Φ=58±0.7mm
&=1.6mm
Φ=70±0.7mm &=2.0mm
Diámetro interno y espesor
del tubo
Φ=37±0.7mm &=1.6mm Φ=47±0.7mm
&=1.6mm
Φ=58±0.7mm &=1.6mm
Longitud del tubo 800 mm 1200mm 1500mm 1600mm
1800mm 1900mm 2000mm 2100mm
Propiedades
de la
superficie
absorbente
Estructura Cu/SSALN(H)/SSALN(L)/ALN Absorción
específica A = 0.93 – 0.96 (AM1.5)
Relación de
emisión = 0.04 – 0.06 (80°C±5°C)
Estanqueidad de vacío P≤5.0 x 10-3
(Pa)
Coeficiente promedio de
pérdida de calor
ULT = 0.4 – 0.6 W/m2°C
Fuente: FUJISOL, 2014.
52
El costo de los tubos de vacío FUJISOL se detallan en la Tabla 4.5.
Tabla 4.5: Costos de tubos de vació FUJISOL
Tubos de vacío Precio [USD]
Tubo de vacío FUJISOL 1 UNIDAD 32,43
Tubo de vacío FUJISOL 10 UNIDADES 324,28
Fuente: FUJISOL, 2014.
Reflectores parabólicos
Los reflectores parabólicos están fabricados generalmente de espejos de
vidrio de 4 mm de espesor, con un recubrimiento de bajo contenido de
hierro y una capa reflectante de plata depositada en la cara posterior del
vidrio. La forma parabólica se alcanza calentando el espejo y
moldeándolo (Carrasco, 2009). Existen pocos fabricantes de este tipo de
espejos, por lo que se espera que los costos disminuyan al darse un
aumento en la competencia y con una producción masiva de los
reflectores. En la Tabla 4.6 se muestra una proyección de costos.
Tabla 4.6: Proyección de costos de espejos reflectores Proyecto SEGS
VI
Trough
100
Trough
100
Trough
150
Trough
200
Trough
400
En
servicio 1999 2004 2007 2010 2015 2020
Costo de
reflectores
[USD/m2]
40 40 36 28 22 16
Fuente: (SARGENT & LUNDY Consulting Group, 2003)
El valor utilizado para realizar las estimaciones de costo del dispositivo
HSTE es de 22 USD/m2.
Módulos termoeléctricos
Se utiliza el detalle de costos de un módulo termoeléctrico MARLOW
RC 12-4 de 39 W de potencia nominal, con las características mostradas
en la Figura 4.2.
53
Fig. 4.5: Detalles del módulo termoeléctrico
Los costos de los módulos termoeléctricos se detallan en la Tabla 4.7.
Tabla 4.7: Costos de módulos termoeléctricos
Cantidad Precio (USD)
1 - 24 76,25
25 - 49 72,23
50 - 99 69,08
100 - 249 66,79
> 250 64,78
Costos adicionales
Se considera un costo adicional de 21 USD/m2 por concepto
contingencias y fletes (Carrasco, 2009).
Costo total de inversión
Los costos totales de inversión se determinan como la suma de los costos
detallados previamente, y sus resultados se muestran en la Tabla 4.8.
Tabla 4.8: Resumen de costos de inversión
ELEMENTO
Costo específico
[USD/m2] o
[USD/unidad]
COSTO [USD]
Costo de estructura de soporte 55,60 57,64
Costo de montaje de estructura 17,00 17,62
Costo de tubos receptores 32,43 32,43
Costo de reflectores 22,00 22,81
Costo de módulo termoeléctrico 76,25 762,50
Costos adicionales 21,00 21,77
COSTO TOTAL 914,78
54
En la Figura 4.3 se observa el detalle de distribución de costos de inversión para
la fabricación del dispositivo HSTE propuesto. El mayor porcentaje de costos
lo ocupan los módulos termoeléctricos. Esto se debe a que aún no son una
tecnología comercialmente utilizada a nivel mundial para generación eléctrica.
Figura 4.6: Distribución de costos de inversión
4.5.2 Análisis de costos de operación y mantenimiento
Los costos de operación y mantenimiento se estimaron tomando en
cuente los factores:
Mantenimiento predictivo
Se debe verificar el estado del recubrimiento, de los canales, de la
estructura soporte y el estado del exterior del equipo. Adicional verificar
el estado de los tubos de vacío.
Mantenimiento preventivo
6%
2%
4% 3%
83%
2%
Costo de estructura desoporte
Costo de montaje deestructura
Costo de tubos receptores
Costo de reflectores
Costo de módulotermoeléctrico
Costos adicionales
55
Semanalmente se debe realizar una limpieza general para evitar
acumulación de suciedades tanto en la superficie reflejante como en la
estructura y tubos de vacío. Cada 3 meses revisar el estado de la pintura
exterior y verificar zonas afectadas por corrosión (recomendado limpiar y
pintar), realizar limpieza general.
Mantenimiento correctivo
Anualmente limpiar zonas afectadas por corrosión y pintar, esto alargará
la vida útil del equipo. Hacer un recambio de los tubos de vacío de ser
necesario.
Adicional, se evaluó el consumo de agua utilizado para limpieza de los
espejos principalmente.
Partes y materiales
Las proyecciones de costos de partes y materiales están basadas en las
tasas de reemplazo anuales presentados en la Tabla 4.9 (Carrasco 2009;
(SARGENT & LUNDY Consulting Group, 2003).
Tabla 4.9: Proyección de costos de partes y materiales
Elemento Costo [USD]
Tasa de
reemplazo
anual
Espejos 22,81 0,005
Tubo colector de calor 32,43 0,02
Módulos termoeléctricos 72,23 0,05
Costos de agua
El consumo de agua corresponde a la necesaria para reponer aquella que
se pierde en el ciclo cerrado de potencia, y a la requerida para la limpieza
de los espejos. Se estima un consumo de 0,022 m3 de agua por m
2 de
colector al año por concepto de limpieza de los mismos (Carrasco, 2009).
Si el agua no se encuentra disponible en el lugar de emplazamiento, esta
56
debe ser transportada. El costo de transporte de agua para el norte de
Chile se estima en CLP 180.000 por un flete de 30 m3. El costo del metro
cúbico de agua se estima en 12 USD (Carrasco, 2009).
Costo total de operación y mantenimiento
El costo total anual de operación y mantenimiento de la planta de energía
se muestra en la Tabla 4.10.
Tabla 4.10: Resumen de costos de operación y mantenimiento
Elemento [USD/año]
Costo de partes y materiales 4,37
Costo de agua 0,27
COSTO TOTAL 4,64
4.5.3 Costos de tecnologías
Paneles solares silicio cristalino (PV)
Los costos totales de inversión de sistemas con tecnología fotovoltaica,
que incluyen estructuras de montaje, inversores y cables, están entre
3.750 y 6.250 USD/KW, y los costos de operación y mantenimiento son
de aproximadamente el 1% de la inversión. El costo de un proyecto
completo fluctúa entre 9.000 y 11.000 USD/KW (CER, 2014)
Concentración fotovoltaica (CPV)
El costo medio de inversión es 4.000 USD/kW, y el costo de operación es
9 USD/kWh al año. Esta tecnología está en etapa de investigación y
desarrollo desde la década de los 70 y desde hace algunos años es posible
encontrarla en etapa comercial. Existen algunas instalaciones en países
como EEUU, México, España, Italia, Grecia y Australia (CER, 2014).
Concentración solar con cilindro parabólico
57
Los costos para este tipo de tecnología se encuentran en el rango entre
4.000 y 8.000 USD/kW instalado, dependiendo del almacenamiento. Los
costos de operación y mantenimiento se estiman en entre 70 y 140
USD/kWh al año (CER, 2014).
Concentración solar - Torres de concentración
El costo de inversión para esta tecnología es aproximadamente 4.000
USD/kW con almacenamiento mínimo y 7.000 USD/kW con un mayor
nivel de almacenamiento y factor de planta. En cuanto a costos de
operación y mantenimiento, los costos son de 66 USD/kW/año (CER,
2014).
4.6 Estudio comparativo – Tecnologías solares
Los costos para la Tecnología HSTE se basaron en los costos de inversión y
operación y mantenimiento estimados, con base en la Potencia obtenida en la
simulación, y la energía promedio estimada que se puede generar, analizada en
el Capítulo 3.
Tabla 4.11: Comparación de costos de Tecnologías solares
TECNOLOGÍA
Costo de
instalación
(USD/W)
Costo de
mantenimiento
(USD/kWh)
HSTE 5,94 0,48
CPV 4 9
PV 3,8 – 6,3 38 - 63
CS – cilindro
parabólico
Sin almacenamiento 4 70 - 140
Con almacenamiento 8
CS – Torres de
concentración
Sin almacenamiento 4 66
Con almacenamiento 7
Fuente: CER, 2014
58
Un aspecto importante a analizar en las tecnologías de generación solar, son los
costos de generación por área. Los costos de generación por área se muestran
en la Tabla 4.12 [7]. Los costos de generación por área para el HSTE se
determinaron con base en el área del dispositivo.
Tabla 4.12: Costos de generación por área
Tecnología Costo de instalación
[USD/m2]
HSTE 882,4
PV 1262,5
CS – cilindro
parabólico
Sin almacenamiento 200,0
Con almacenamiento 400,0
CS – Torres de
concentración
Sin almacenamiento 47,8
Con almacenamiento 83,7
Se observa que la tecnología del dispositivo HSTE presenta costos menores por
área comparado con la tecnología solar fotovoltaica. Sin embargo, sus costos
son elevados en comparación con otras tecnologías de concentración solar. Esto
se debe principalmente a la etapa de investigación y desarrollo en el que se
encuentra este tipo de tecnología. Sin embargo, sus costos de instalación por
potencia son comparables con las otras tecnologías solares, y sus costos de
mantenimiento son inferiores gracias a la ausencia de partes móviles del
dispositivo y a la baja tasa de recambio de sus componentes.
4.7 Estudio comparativo – Generación Diesel
El proyecto propuesto se compara con un proyecto tradicional de generación
Diésel. Para estimar los costos de inversión, se utilizaron datos de proyectos de
generación diésel. El costo de inversión para generación Diesel lo constituye
principalmente el generador. Los costos de los generadores a Diesel o gasolina
varían dependiendo de la potencia. Los generadores en el mercado tanto chileno
59
como ecuatoriano, para potencias bajas (500 W), que son comparables con la
potencia del dispositivo HSTE, están en un promedio de 100 dólares.
Los costos de operación y mantenimiento según bibliografía de plantas en
operación se muestran en la Tabla 4.13. Se estimó además un costo de
transporte de combustible, ya que al estar ubicado en una zona remota, es
necesario que un transporte lleve el combustible para ser almacenado y
satisfacer la demanda. Además aumentan los costos de mantenimiento debido a
la presencia de partes móviles.
Tabla 4.13: Costos de generación Diesel
Elemento Costo Unidad
Precio Diésel 0,90 USD/l
Costos lubricante 0,00144 USD/kWh
Costos de repuesto 0,00252 USD/kWh
Costos de operación y mantenimiento 0,00202 USD/kWh
Total de costos de mantenimiento 0,00598 USD/kWh
Costos de combustible 0,12448 USD/kWh
Costos de transporte de combustible 0,00622 USD/kWh
Fuente: Gutiérrez, 2000
El consumo de combustible y costos de operación y mantenimiento se
calcularon con base en la energía equivalente generada por el dispositivo
HSTE. El detalle de estos costos se muestra en la Tabla 4.14.
60
Tabla 4.14: Costos anuales de generación Diesel
Elemento [USD/año]
Costo combustible Diésel 9,04
Costos lubricante 0,14
Costos de repuesto 0,25
Costos de operación y mantenimiento 0,20
Total de costos de mantenimiento 0,60
Costos de combustible 12,45
Costos de transporte de combustible 0,62
COSTO TOTAL 23,30
En la Figura 4.4 se muestra la comparación entre el CAPEX y OPEX de las dos
opciones de generación: HSTE y Diesel.
Figura 4.7. Comparación de CAPEX y OPEX para las dos opciones de
generación
Se observa que al analizar el CAPEX, el proyecto HSTE presenta una inversión
mucho mayor que el proyecto de generación Diésel. Sin embargo, los costos de
operación y mantenimiento, son mayores para la generación Diésel,
principalmente por los costos de combustible asociados. Además, al estar
0,00
200,00
400,00
600,00
800,00
1000,00
HSTE Diesel
[USD
/dis
po
siti
vo]
CAPEX
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
HSTE Diesel
[USD
/añ
o]
OPEX
61
ubicado en una zona remota, la dependencia de un combustible constituye un
problema debido a que es necesario transportar combustible y almacenarlo, que
representa un riesgo operativo y de seguridad. A este inconveniente, se suma el
impacto ambiental negativo de las emisiones contaminantes asociados a los
combustibles fósiles, entre ellas los gases de efecto invernadero que son
causantes del calentamiento global.
No obstante, los costos de inversión elevados representan una barrera para la
entrada de los dispositivos HSTE. Es necesario invertir en investigación y
desarrollo, de forma de alcanzar el nivel comercial para la tecnología HSTE, de
forma que se minimicen costos por economías de escala principalmente, y
poder competir así con las tecnologías de generación convencional.
62
CAPÍTULO 5 OBSERVACIONES FINALES
A medida que aumenta la temperatura del condensador, aumentan las pérdidas,
debido a que al aumentar la temperatura del ciclo de fondo, aumenta el perfil de
todas las temperaturas incluida la de la superficie absorbente, y al haber mayor
temperatura, existe mayor emisividad y por lo tanto, mayores pérdidas por radiación
térmica. Al aumentar el factor de concentración solar, aumentan las pérdidas,
debido al mismo fenómeno.
Para cada factor de concentración solar analizado, a medida que aumenta la
temperatura del condensador, disminuye la Potencia Termoeléctrica. A mayor factor
de concentración solar, aumenta la Potencia Termoeléctrica, debido a que se entrega
mayor energía en forma de calor a la superficie selectiva, y se origina una mayor
variación de temperaturas entre las caras del material termoeléctrico.
La eficiencia del Sistema HSTE es función de la temperatura del ciclo de fondo y
del factor de concentración solar C. La eficiencia óptima del sistema HSTE se
consigue cuando existe un balance entre la eficiencia térmica (ηC) y las pérdidas
emisivas (Qpérdidas). La eficiencia del sistema HSTE (ηHSTE) tiene valores óptimos
en función de la temperatura condensación (TC,e).
A medida que la temperatura de condensación aumenta, la temperatura de la
superficie (TS) del sistema termoeléctrico llega a un punto donde las pérdidas
emisivos (Qpérdidas) comienzan a dominar. Como resultado, con cualquier incremento
adicional en la temperatura del condensador, la eficiencia disminuye debido a la
dependencia de cuarto orden que tienen las pérdidas emisivas con la temperatura.
En el caso donde se analiza por separado la potencia eléctrica generada por el
sistema termoeléctrico y el calor útil generado por el dispositivo para una aplicación
secundaria residencial, se observa que la energía eléctrica generada únicamente por
el sistema termoeléctrico es del orden del 3% de la energía eléctrica total obtenida si
se ocupa la suma de la energía de la potencia termoeléctrica y la energía generada a
63
partir del calor útil. Esto es debido a que gran parte de la energía solar se transfiere
al fluido de trabajo y se trasmite a la zona de condensación y sale como calor útil.
Este calor sin embargo puede ser aprovechado en otras aplicaciones.
Un aspecto a analizar en los costos operativos, es el consumo de agua necesaria para
reponer aquella que se pierde en el ciclo cerrado de potencia, y a la requerida para la
limpieza de los espejos. Se estima un consumo de 0,022 m3 de agua por m
2 de
colector al año por concepto de limpieza de los mismos.
La tecnología del dispositivo HSTE presenta costos menores por área comparado
con la tecnología solar fotovoltaica. Sin embargo, sus costos son elevados en
comparación con otras tecnologías de concentración solar. Esto se debe
principalmente a la etapa de investigación y desarrollo en el que se encuentra la
tecnología HSTE y a la ausencia de economías de escala en esta etapa. Los costos
de mantenimiento para el dispositivo HSTE son inferiores gracias a la ausencia de
partes móviles del dispositivo y a la baja tasa de recambio de sus componentes.
El CAPEX para el dispositivo HSTE es superior al de un dispositivo Diesel. Sin
embargo, los costos de operación y mantenimiento, son mayores para la generación
Diésel, principalmente por los costos de combustible. Además, para zonas remotas,
la dependencia de un combustible constituye un problema debido a que es necesario
transportar combustible y almacenarlo, que representa un riesgo operativo y de
seguridad. A este inconveniente, se suma el impacto ambiental negativo de las
emisiones contaminantes asociados a los combustibles fósiles.
Es necesario invertir en investigación y desarrollo de la tecnología HSTE, de forma
que se alcance la madurez suficiente para llegar a la etapa comercial de la
tecnología, lo que disminuirá costos y aumentará la competitividad de los
dispositivos HSTE en comparación con otras tecnologías de generación solar y
tecnologías de generación convencional.
64
CAPÍTULO 6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1 Conclusiones
La eficiencia óptima global del sistema HSTE (ηHSTE) es 35,7% para un factor
de concentración C=10 y una temperatura de ciclo de fondo de 500K.
Se concluye para el caso analizado que es óptimo trabajar con un factor de
concentración (C) igual a 10, que permite alcanzar valores máximos de
eficiencia. Si se aumenta el factor de concentración de 10 a 20, no aumenta
significativamente la eficiencia y a C=20 se alcanzan temperaturas superiores a
las del rango de operación del material termoeléctrico.
Al evaluar el recurso solar, se concluye que la ciudad de Calama ubicada al
Norte de Chile cuenta con mayor irradiación solar en comparación con la media
de irradiación solar para Ecuador. La energía anual generada con el dispositivo
HSTE en Calama es 404 kWh/año, y la energía promedio generada por el
dispositivo en Ecuador es 257 kWh/año.
Se encontró que el sistema HSTE en términos de capacidad instalada por área
para el dispositivo HSTE es 416,4 W/m2 para una temperatura de ciclo de
fondo de 500 K La potencia termoeléctrica es 25,5 W/m2 para una temperatura
de ciclo de fondo de 360 K, con la ventaja de que el calor útil puede ser
utilizado en otras aplicaciones.
Se concluye que la principal barrera técnica que enfrenta el dispositivo HSTE,
corresponde a la del proceso de manufactura. Existen comercialmente
disponibles los elementos de concentración solar de tipo cilindro parabólico y
los materiales de módulos termoeléctricos. Sin embargo, constituye un reto el
insertar el módulo termoeléctrico entre las paredes del tubo de vacío receptor.
Se determinó, en el análisis económico, que el mayor porcentaje de costos de
inversión lo ocupan los módulos termoeléctricos (83%). Esto se debe a que aún
65
no son una tecnología comercialmente utilizada a nivel mundial para
generación eléctrica.
La potencia real por área obtenida con el dispositivo HSTE es 148,5 W/m2 para
un factor de concentración C=10 y una temperatura de ciclo de fondo de 500 K.
Esta potencia por área es superior a la generación por tecnología solar de
concentración de cilindro parabólico, torre central y disco Stirling. Cuando se
utiliza únicamente la potencia termoeléctrica se obtiene una potencia real por
área de 4,36 We/m2, inferiores a otras tecnologías solares, pero se suma al calor
útil puede ser utilizado en otras aplicaciones y que corresponde a 401,4 Wt/m2.
Los costos de instalación para el dispositivo HSTE son 5,9 USD/W y al
analizar por área, 882,4 USD/m2 de instalación. Los costos de mantenimiento
del dispositivo HSTE son 0,5 USD/kWh, los cuales son bajos debido
principalmente a la ausencia de partes móviles.
6.2 Recomendaciones
Se recomienda la evaluación del dispositivo HSTE para un caso de aplicación a
Altas temperaturas.
Se recomienda realizar un análisis para aplicaciones en el sector comercial e
industrial sobre la factibilidad de aplicar este dispositivo.
Se recomienda analizar otros prototipos, tecnologías y configuraciones
geométricas de los componentes del dispositivo HSTE y realizar una
evaluación comparativa.
66
CAPÍTULO 7 GLOSARIO DE TÉRMINOS
En este trabajo, existe el uso de siglas y términos en su idioma original inglés. A
continuación, se entrega una lista de términos utilizados en el informe, con su
significado en inglés y una descripción en castellano.
Sigla Significado en Inglés Descripción en Castellano
HSTE Hybrid Solar Thermoelectric
System Sistema híbrido solar termoeléctrico.
TEG Thermoelectric generators Generadores termoeléctricos
TE Thermoelectric Termoeléctricos
PVT Photovoltaic thermal system Sistema solar fotovoltaico térmico
CPVT Concentrated Photovoltaic
Thermal System
Sistema de concentración solar
fotovoltaico térmico
FV Photovoltaic system Sistema fotovoltaico
67
CAPÍTULO 8 REFERENCIAS
[1] Agencia Internacional de la Energía (AIE) (Estadísticas de la AIE © OCDE/AIE,
http://www.iea.org/stats/index.asp) Electricity and Heat 2012: Chile. Recuperado
el 02 de septiembre de 2014, de http://www.iea.org/statistics/statisticssearch/
report/?&country=CHILE&year=2012&product=ElectricityandHeat.
[2] Agencia Internacional de la Energía (AIE) (Estadísticas de la AIE © OCDE/AIE,
http://www.iea.org/stats/index.asp) Electricity and Heat 2012: Ecuador.
Recuperado el 02 de septiembre de 2014, de http://www.iea.org/statistics/
statisticssearch/report/?country=ECUADOR&product=electricityandheat&year=
2012.
[3] Atlas Solar del Ecuador con Fines de Generación Eléctrica, Elaborado por el
Consejo Nacional de Electrificación del Ecuador (CONELEC), Agosto, 2008.
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parabólicos para generación de energía eléctrica”, Memoria para optar al título de
Ingeniero Civil Electricista, Universidad de Chile, Facultad de ciencias físicas y
matemáticas, Departamento de ingeniería eléctrica, Santiago de Chile, 2009.
[5] Centro de Energías Renovables – CER, Energía Solar. Recuperado el 31 de julio
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[6] Chávez Urbiola, E., Vorobiev, Y., “Investigation of Solar Hybrid
Electric/Thermal System with Radiation Concentrator and Thermoelectric
Generator”, Hindawi Publishing Corporation, International Journal of
Photoenergy, 2013, Article ID 704087, 7 pages.
[7] CSP TODAY, Global Concentrated Solar Power Industry Report 2010-2011.
Extraído el 4 de febrero de 2015, de http://www.csptoday.com/globalreport/.
[8] Echeverría, C., “Diseño de un colector cilindro parabólico compuesto con
aplicación para el calentamiento de agua”, Universidad de Piura, Perú, 2011.
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[9] Erzat Erdil, Mustafa Ilkan, Fuat Egelioglu, “An experimental study on energy
generation with a photovoltaic (PV)– solar thermal hybrid system”, Energy 33
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[10] ESTADISTICAS DEL BANCO MUNDIAL, Acceso a la electricidad (% de
población). Recuperado el 02 de septiembre de 2014, de
http://datos.bancomundial.org/indicador/EG.ELC.ACCS.ZS.
[11] Explorador del Recurso Solar de Chile, Ministerio de Energía. Recuperado el 29
de abril de 2015, de http://walker.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/.
[12] FUJISOL, Datos técnicos de tubos de vacío. Recuperado el 08 de agosto de
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[13] Goldsmid, J., “Introduction to Thermoelectricity”, Editorial Springer, Berlin-
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[14] Gómez, T., “Modelación y optimización de un sistema híbrido termoelétrico de
conversión de energía solar con termosifón”, Universidad de Santiago de Chile,
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[25] Tripanagnostopoulos, Y., Nousia, T., Souliotis, M., Yianoulis, P., “Hybrid
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(PV/T) hybrid collector technology”, Renewable and Sustainable Energy
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[27] Van Campen, D. Guidi y G. Best, “Energía solar fotovoltaica para la agricultura
y desarrollo rural sostenibles”, FAO, Roma, 2000, 92 pp.
70
[28] Wei-Hsin Chen, Chien-Chang Wang, Chen-I Hung, Chang-Chung Yang, Rei-
Cheng Juang, “Modeling and simulation for the design of thermal-concentrated
solar thermoelectric generator”, Energy 64 (2014) 287-297.
71
ANEXOS
ANEXO 1. Propiedades de la superficie selectiva
A continuación se muestran las propiedades para la superficie selectiva Cromo-
negro, utilizada en el presente trabajo.
Tabla A.1: Emitancia del Cromo-negro
Temperatura [K] Emitancia
298,15 0,081
373,15 0,109
473,15 0,146
573,15 0,183
673,15 0,220
723,15 0,239
773,15 0,257
ANEXO 2. Propiedades del material termoeléctrico
En las Tablas A.2 y A.3 se muestran las propiedades de conductividad y figura
de mérito promedio para el material termoeléctrico analizado en el presente
trabajo: Teluro de Bismuto (Bi2Te3).
Tabla A.2: Conductividad del Teluro de
bismuto
Temperatura [K] kTE [W/m K]
300 1,39
322 1,34
345 1,32
369 1,36
392 1,39
416 1,47
440 1,60
463 1,76
473 1,84
497 2,03
522 2,21
72
Tabla A.3: Figura de mérito promedio del Teluro
de bismuto
Temperatura [K] ZT
300 0,97
322 1,05
345 1,04
369 0,97
392 0,91
416 0,80
440 0,66
463 0,53
473 0,44
497 0,33
522 0,24
ANEXO 3. Propiedades del Termosifón
El termosifón analizado en el presente trabajo es el termosifón de cobre. Sus
propiedades de conductividad con la temperatura se muestran a continuación.
Tabla A.4: Conductividad del cobre
Temperatura [K] kTS [W/m K]
100 480
150 429
200 413
250 406
300 401
400 393
600 379
800 366
1000 352
1200 339
73
ANEXO 4. Tablas de vapor – Agua
Tabla A.5: Propiedades del agua – Tablas de vapor Temperatura
[K]
Presión
[Pa] ρl [kg/m3]
ρv
[kg/m3]
hfg
[kJ/kg] Kl [W/m] μl [Pa*s] μv [Pa*s]
Cp,l
[kJ/kg*K]
Cp,v
[kJ/kg*K]
Cv,v
[kJ/kg*K] σ [N/m]
273,15 611 1000 0,004852 2500,9 0,561 0,0017912 0,00000922 4,220 1,884 1,418 0,0756
280 991 999 0,007675 2485,4 0,574 0,00143368 0,000009381 4,201 1,891 1,424 0,0746
290 1919 999 0,014353 2462,2 0,5927 0,00108402 0,000009641 4,187 1,902 1,433 0,0732
300 3536 996 0,025575 2438,4 0,6102 0,00085384 0,000009919 4,181 1,914 1,442 0,0716
310 6230 993 0,043649 2414,3 0,626 0,00069353 0,000010212 4,179 1,927 1,452 0,0701
320 10540 989,1 0,071633 2389 0,6397 0,00057702 0,000010517 4,181 1,942 1,463 0,0684
330 17210 985,2 0,11352 2365,3 0,6511 0,00048948 0,000010833 4,184 1,959 1,475 0,0667
340 27180 979,4 0,174307 2340,5 0,6605 0,00042196 0,000011157 4,188 1,979 1,489 0,065
350 41660 973,7 0,260146 2315,4 0,668 0,00036877 0,000011487 4,195 2,003 1,505 0,0632
360 62150 967,1 0,378358 2290,1 0,6737 0,00032609 0,000011822 4,202 2,033 1,525 0,0614
370 90470 960,6 0,537634 2264,3 0,678 0,00029135 0,000012161 4,212 2,068 1,548 0,0595
380 128800 953,3 0,747943 2237,9 0,6809 0,00026269 0,000012503 4,224 2,110 1,575 0,0575
390 179500 945,2 1,020408 2210,9 0,6828 0,00023877 0,000012847 4,238 2,159 1,607 0,0556
400 245600 937,2 1,368363 2182,9 0,6836 0,00021859 0,000013192 4,256 2,218 1,643 0,0535
410 330200 928,5 1,806032 2154 0,6835 0,00020143 0,000013537 4,276 2,287 1,686 0,0515
420 437000 920 2,349624 2123,9 0,6825 0,00018667 0,000013883 4,299 2,367 1,745 0,0494
430 569900 909,9 3,017502 2092,7 0,6807 0,00017391 0,000014228 4,326 2,457 1,787 0,0472
440 733200 900,9 3,828484 2060 0,678 0,00016277 0,000014572 4,357 2,560 1,845 0,045
450 931500 890,5 4,705882 2025,9 0,6745 0,00015298 0,000014882 4,393 2,674 1,907 0,0428
460 1170000 879,5 5,977286 1990,1 0,6702 0,00014431 0,000015261 4,433 2,801 1,974 0,0493
470 1454000 868,1 7,363770 1952,6 0,6651 0,00013658 0,000015606 4,480 2,942 2,044 0,0361
480 1789000 856,9 9,000900 1913 0,659 0,00012964 0,000015952 4,533 3,098 2,117 0,0435
490 2181000 844,6 10,928962 1871,4 0,652 0,00012337 0,000016301 4,594 3,271 2,193 0,0337
74
Tabla A.5: Propiedades del agua – Tablas de vapor (Continuación)
Temperatura
[K]
Presión
[Pa] ρl [kg/m3] ρv [kg/m3]
hfg
[kJ/kg] Kl [W/m] μl [Pa*s] μv [Pa*s]
Cp,l
[kJ/kg*K]
Cp,v
[kJ/kg*K]
Cv,v
[kJ/kg*K] σ [N/m]
500 2637000 831,9 13,183916 1827,5 0,644 0,00011765 0,000016652 4,663 3,463 2,271 0,0314
510 3163000 818,3 15,815278 1781 0,6349 0,00011242 0,000017011 4,744 3,680 2,353 0,0291
520 3766000 803,9 18,882175 1731,7 0,6246 0,00010757 0,000017377 4,838 3,926 2,438 0,0268
530 4453000 789,3 22,451729 1679,1 0,6131 0,00010305 0,000017755 4,947 4,209 2,527 0,0244
540 5233000 773,4 26,609899 1622,9 0,6002 0,00009879 0,000018149 5,077 4,540 2,620 0,0221
500 6112000 756,4 31,456433 1562,7 0,5859 0,00009474 0,000018563 5,233 4,933 2,718 0,0197
560 7100000 738 37,119525 1497,8 0,5702 0,00009085 0,000019006 5,424 5,410 2,823 0,0174
570 8206000 718,9 43,782837 1427,5 0,553 0,00008707 0,000019489 5,662 6,002 2,934 0,0151
580 9439000 697,8 51,466804 1350,9 0,5347 0,00008334 0,000020024 5,969 6,760 3,053 0,0128
590 10810000 674,8 61,162080 1266,6 0,5154 0,0000796 0,000020633 6,378 7,768 3,184 0,0106
600 12330000 649,4 72,727273 1172,5 0,4954 0,00007577 0,00002135 6,953 9,181 3,327 0,0084
610 14020000 620,7 87,260035 1065,6 0,475 0,00007176 0,000022229 7,827 11,315 3,488 0,0063
620 15880000 586,9 106,134579 939,6 0,4541 0,00006738 0,000023374 9,354 14,945 3,675 0,0043
630 17950000 544,4 132,766861 781,4 0,4325 0,00006224 0,000025018 12,827 22,658 3,911 0,0024
640 20250000 481,7 177,746178 500,5 0,4149 0,00005525 0,000027938 25,942 52,586 4,306 0,0008
75
ANEXO 5. Matriz de resolución de ecuaciones
Sistema de bajas temperaturas (menor a 500 K)
