ANÁLISIS Y PROPUESTAS DE SISTEMAS SOLARES DE ALTA...

Departamento de Ingeniería Energética y Fluidomecánica

Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales

ANÁLISIS Y PROPUESTAS DE SISTEMAS SOLARES DE ALTA EXERGÍA QUE EMPLEAN AGUA

COMO FLUIDO CALORÍFERO

Autora:

María José Montes Pita

Ingeniera Industrial

Directores:

Alberto Abánades Velasco (Doctor Ingeniero Industrial)

Marcelino Sánchez González (Doctor en Ciencias Químicas)

2008

i

Tribunal nombrado por el Magfco. y Excmo. Sr. Rector de la Universidad Politécnica de Madrid, el día 26 de septiembre de 2008. Presidente: José Mª Martínez-Val Peñalosa Vocal: Eduardo Zarza Moya Vocal: José Ignacio Linares Hurtado Vocal: Marta Muñoz Domínguez Secretario: Juan Manuel González Suplente: Manuel Antonio Silva Pérez Suplente: Benigno Sánchez Cabrero Realizado el acto de defensa y lectura de la tesis el día de de 200 en la E.T.S. Ingenieros Industriales. CALIFICACIÓN: EL PRESIDENTE LOS VOCALES

EL SECRETARIO

iii

A mis padres, Carmen y Fernando, porque todo lo que soy os lo debo a vosotros.

A Miguel, por lo mucho que me quieres; por todas las horas dedicadas a esta Tesis que nos pertenecían.

Y a todas las personas que me han apoyado y animado durante estos cinco años de mi vida.

v

AGRADECIMIENTOS

En esta última página que escribo, quiero recordar y agradecer a todas las personas que de una forma u otra

han hecho posible la finalización de esta tesis.

Gracias en primer lugar a mi familia, que ha sido mi mayor apoyo durante estos cinco años; a mis padres, por

su paciencia y por su cariño incondicional; a mis hermanos y a mis sobrinos, por todos los buenos momentos

que hemos pasado juntos; a mi abuela y a mis tíos, por haberme escuchado y por todos los consejos que me

han dado.

Gracias de manera muy especial a Miguel, por su presencia en todos los momentos, buenos o malos, que he

pasado durante estos años, no sólo relacionados con esta tesis. Gracias porque ha sido precisamente en los

momentos más difíciles cuando me he sentido más querida.

Gracias a todas las personas de la Universidad Politécnica con las que he trabajado; gracias a José Mª

Martínez-Val, por su apoyo y por la confianza que siempre ha depositado en mí; gracias a mi co-directores de

tesis, Alberto y Marcelino, por haberme guiado, pero también, por haberme dejado la suficiente libertad para

poder escoger y realizar esta investigación que ahora presento. Gracias a Mª Jesús, secretaria del

departamento. Y gracias a muchos otros profesores, con los que he podido hablar, de este y otros temas.

Gracias a mis compañeros de la UNED, con los que también he compartido muy buenos momentos: gracias a

Antonio, Sergio, Alicia, Chelo, Mireia, Marta, Maribel, Patrick, Paco, Santiago, Javier, y muchos otros, con

los que me inicié en la actividad de la docencia y que recuerdo ahora con muchísimo cariño.

Gracias a las personas del Ciemat que me han apoyado en este trabajo y en muchos otros. Gracias a mis

compañeros de solar: Benigno, Alfonso, Lourdes, Esther, Rocío, Gemma; gracias en especial a Eduardo

Zarza, por todas las conversaciones que hemos tenido, por todo lo que he aprendido de él, y por todo lo que

me ha ayudado en esta tesis. Gracias a mis jefes y compañeros de ingeniería, en especial a Ramón, Germán,

Begoña, José Ignacio y Santiago. Gracias a todos los compañeros y jefes de los dos proyectos en los que

participé mientras estuve en el Ciemat.

Gracias a todos mis amigos, que han sabido entender los momentos en los que los he tenido más olvidados;

gracias a mis amigos de la universidad, Gabriela, Ana, Jaime, Juan Luis, Ángel; a mis amigos montañeros y

de las carreras; y a mis amigos del trabajo, en especial a Marta.

Y no quería terminar esta lista de agradecimientos sin recordar a todos los bibliotecarios que he conocido

durante estos años, que se han preocupado por buscarme libros, referencias, etc. Gracias a los bibliotecarios

de la Escuela de Industriales, en especial a Dolores. Gracias a la bibliotecaria de energías renovables del

Ciemat, Lucía. Y gracias a Izaskun y Antonio, verdaderos compañeros de trabajo. Gracias por todos los

momentos que he compartido con vosotros; porque vuestra presencia silenciosa, me ayudó, desde el primer

día, a no sentirme sola.

Es imposible nombrar aquí a todas las personas a las que tengo que estar agradecida. Por eso, esta última

línea está dedicada a todas esas personas cuyos nombres no he mencionado. Gracias, muchas gracias.

María José Montes Pita Tesis Doctoral

vi


vii

ÍNDICE LISTA DE FIGURAS .................................................................................................................................. xiii

LISTA DE TABLAS ................................................................................................................................... xvii

RESUMEN ............................................................................................................................................ xxi

ABSTRACT .......................................................................................................................................... xxiii

INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................................xxv

CAPÍTULO 1: ESTUDIO DE LAS TECNOLOGÍAS DE CONCENTRACIÓN SOLAR MEDIANTE COLECTORES CILINDRO PARABÓLICOS................................................................ 1

1.1. Introducción 1

1.1.1. El Sol y la irradiación solar................................................................................................................. 2

1.1.2. Parámetros característicos de las superficies reales para el aprovechamiento térmico de la radiación

solar. ............................................................................................................................................................. 4

1.1.3. Clasificación de los colectores solares en función de la razón de concentración ............................... 7

1.2. Estudio de los colectores cilindro parabólicos.......................................................................................... 10

1.2.1. Desarrollo de la tecnología de colectores solares cilindro parabólicos............................................. 11

i. La cimentación y la estructura soporte ............................................................................................... 11

ii. Evolución del reflector cilindro parabólico ....................................................................................... 15

iii. Evolución del receptor...................................................................................................................... 16

a. Diseño de tubo absorbedor propuesto por Solel ............................................................................ 18

b. Diseño de tubo absorbedor propuesto por Schott.......................................................................... 18

c. Diseños alternativos de tubos absorbedores .................................................................................. 18

iv. El sistema de seguimiento solar ........................................................................................................ 19

v. Fluidos de transferencia de calor empleados en los colectores CCP.................................................. 21

1.2.2. Primeras experiencias en plantas termosolares con colectores cilindro parabólicos (1979-1990).... 22

i. SEGS-I................................................................................................................................................ 24

ii. SEGS-II ............................................................................................................................................. 25

iii. SEGS-III a SEGS-V ......................................................................................................................... 26

iv. SEGS-VI y SEGS-VII ...................................................................................................................... 26

v. SEGS-VIII y SEGS-IX ...................................................................................................................... 28

1.2.3. Proyectos actuales de plantas termosolares con colectores cilindro parabólicos basadas en la

tecnología convencional HTF..................................................................................................................... 31

i. Andasol ............................................................................................................................................... 31

ii. Central termosolar de Puertollano ..................................................................................................... 32

iii. Solnova 1 .......................................................................................................................................... 32

iv. Nevada Solar One (NSO).................................................................................................................. 32

1.2.4. Nuevos esquemas para plantas termosolares con colectores cilindro parabólicos............................ 33

i. Sistemas solares integrados en ciclos combinados (ISCCS)............................................................... 33

ii. Ciclos de Rankine orgánicos (ORC).................................................................................................. 34

iv. Generación directa de vapor (DSG).................................................................................................. 35

1.3. Sistemas de almacenamiento para plantas termosolares de colectores cilindro parabólicos .................... 36

1.3.1. Almacenamiento térmico de la energía............................................................................................. 37

i. Almacenamiento térmico en forma de calor sensible ......................................................................... 38

a. Almacenamiento en un único tanque............................................................................................. 39

a.1. Almacenamiento en un único tanque con efecto termoclino ................................................. 39


viii

a.2. Almacenamiento dual en un único tanque..............................................................................40

b. Almacenamiento en dos tanques....................................................................................................40

c. Almacenamiento en un sistema multitanque..................................................................................40

ii. Almacenamiento térmico con cambio de fase ....................................................................................41

1.3.2. Proyectos de sistemas de almacenamiento en plantas termosolares ..................................................42

i. Almacenamiento térmico utilizando aceite .........................................................................................43

ii. Almacenamiento en hormigón ...........................................................................................................44

iii. Almacenamiento térmico utilizando sales fundidas ..........................................................................45

1.4. La generación directa de vapor en colectores cilindro parabólicos...........................................................47

1.4.1. Proyectos para la generación directa de vapor en colectores cilindro parabólicos previos al proyecto

DISS ............................................................................................................................................................47

i. El proyecto ATS..................................................................................................................................48

a. Fase 1 .............................................................................................................................................48

b. Fase 2.............................................................................................................................................48

c. Fase 3 .............................................................................................................................................49

d. Fase 4.............................................................................................................................................49

ii. El proyecto HIPRESS ........................................................................................................................49

iii. El proyecto GUDE ............................................................................................................................50

iv. El proyecto PRODISS .......................................................................................................................51

1.4.2. El proyecto DISS...............................................................................................................................51

i. La planta experimental DISS instalada en la PSA (1996-1998)..........................................................52

ii. Operación y mantenimiento de la planta DISS (1999-2001)..............................................................56

a. Errores en el sistema de seguimiento del Sol .................................................................................56

b. Funcionamiento de las juntas rotativas ..........................................................................................57

c. Arranque y parada de la instalación ...............................................................................................57

d. Control de la presión y temperatura del vapor ...............................................................................58

1.4.3. Nuevos proyectos para la instalación de plantas termosolares comerciales con generación directa de

vapor............................................................................................................................................................58

i. El proyecto INDITEP y la planta ALMERÍA GDV............................................................................58

ii. El proyecto REAL-DISS ....................................................................................................................61

a. Los tubos absorbedores..................................................................................................................61

b. Uniones colector-colector y colector-tubería .................................................................................62

c. El almacenamiento térmico............................................................................................................62

Bibliografía del capítulo 1................................................................................................................................64

Lista de símbolos del capítulo 1.......................................................................................................................68

CAPÍTULO 2: MODELO TERMOFLUIDODINÁMICO DEL COLECTOR CILINDRO PARABÓLICO PARA GENERACIÓN DIRECTA DE VAPOR .................................69

2.1. Caracterización óptica del colector cilindro parabólico ............................................................................69

2.1.1. Parámetros para la determinación de la posición relativa colector-Sol .............................................70

i. Posicionamiento del Sol respecto a la superficie terrestre...................................................................70

a. Coordenadas horarias.....................................................................................................................71

b. Coordenadas horizontales ..............................................................................................................72

ii. Posicionamiento del colector en la superficie terrestre ......................................................................73

iii. Posición relativa del Sol respecto al colector: ángulo de incidencia .................................................73

2.1.2. Ángulo de incidencia de un colector cilindro parabólico: definición y cálculo................................74

2.2. Pérdidas ópticas y geométricas en un colector cilindro parabólico...........................................................76


ix

2.2.1. Pérdidas ópticas en un colector cilindro parabólico.......................................................................... 76

a. Reflectividad del espejo concentrador........................................................................................... 77

b. Factor de interceptación ................................................................................................................ 77

c. Transmisividad de la cubierta de cristal ........................................................................................ 77

d. Absortividad de la superficie selectiva.......................................................................................... 78

e. Rendimiento óptico pico ............................................................................................................... 78

2.2.2. Pérdidas geométricas en un colector cilindro parabólico.................................................................. 78

a. Pérdidas inherentes al colector (Modificador del ángulo de incidencia) ....................................... 79

b. Pérdidas por sombras entre filas (Row shadowing losses)............................................................ 80

2.3. Pérdidas térmicas en un colector cilindro parabólico ............................................................................... 84

2.4. Modelo termofluidodinámico del colector cilindro parabólico para generación directa de vapor............ 86

2.4.1. Balance energético en una sección transversal del tubo receptor ..................................................... 88

i. Transmisión de calor por convección entre el tubo absorbedor y el fluido......................................... 90

a. Fluido monofásico......................................................................................................................... 91

a.1. Ecuación de Petukhov............................................................................................................ 91

a.2. Ecuación de Gnielinski .......................................................................................................... 92

b. Fluido bifásico............................................................................................................................... 93

b.1. Correlación de Gungor y Winterton ...................................................................................... 96

ii. Transmisión de calor por conducción a través del espesor del tubo absorbedor................................ 98

iii. Transmisión de calor del tubo absorbedor a la cubierta transparente ............................................... 99

a. Transmisión de calor por convección............................................................................................ 99

a.1. Vacío en el espacio interanular .............................................................................................. 99

a.2. Presión en el espacio interanular ......................................................................................... 100

b. Transmisión de calor por radiación ............................................................................................. 101

iv. Transmisión de calor por conducción a través de la cubierta transparente ..................................... 101

v. Transmisión de calor de la cubierta transparente a la atmósfera...................................................... 102

a. Transmisión de calor por convección.......................................................................................... 102

a.1. Caso de que no exista viento ............................................................................................... 102

a.2. Caso de que exista viento .................................................................................................... 103

b. Transmisión de calor por radiación ............................................................................................. 104

vi. Absorción de la radiación solar....................................................................................................... 104

a. Absorción de la radiación solar en la cubierta transparente ........................................................ 104

b. Absorción de la radiación solar en el tubo absorbedor................................................................ 105

vii. Pérdida de calor a través de los soportes ....................................................................................... 106

2.4.1. Balance energético a lo largo de la longitud del receptor ............................................................... 107

i. Pérdida de presión para fluido monofásico (agua precalentada o vapor sobrecalentado)................. 109

ii. Pérdida de presión para un fluido bifásico (mezcla agua-vapor) ..................................................... 110

2.4.2. Balance exergético del colector cilindro parabólico ....................................................................... 111

i. Exergía de la radiación solar............................................................................................................. 111

ii. Exergía en la corriente de fluido que circula a través del tubo absorbedor...................................... 113

2.5. Rendimiento global de un colector cilindro parabólico.......................................................................... 114

a. Rendimiento global de un colector cilindro parabólico............................................................... 114

b. Rendimiento óptico pico y modificador del ángulo de incidencia de un colector cilindro

parabólico........................................................................................................................................ 115

c. Rendimiento térmico de un colector cilindro parabólico............................................................. 115

d. Rendimiento exergético de un colector cilindro parabólico ........................................................ 117

2.6. Análisis de sensibilidad para un lazo de colectores cilindro parabólicos con generación directa de vapor

........................................................................................................................................... 118


x

2.6.1. Parámetros nominales de partida para el lazo de colectores considerado........................................118

i. Parámetros geométricos y ópticos .....................................................................................................118

ii. Condiciones nominales de trabajo....................................................................................................121

2.6.2. Análisis de sensibilidad en función de diferentes parámetros .........................................................124

i. Ángulo de incidencia.........................................................................................................................124

ii. Reflectividad del espejo ...................................................................................................................126

iii. Emisividad de la superficie selectiva ..............................................................................................128

iv. Diámetro exterior del absorbedor ....................................................................................................130

v. Presión de entrada al lazo de colectores ...........................................................................................131

Bibliografía del capítulo 2..............................................................................................................................135

Lista de símbolos del capítulo 2.....................................................................................................................138

CAPÍTULO 3: ANÁLISIS COMPARATIVO DE LA GENERACIÓN DIRECTA DE VAPOR CON

OTRAS TECNOLOGÍAS QUE EMPLEAN DIFERENTES FLUIDOS DE TRABAJO EN EL COLECTOR CILINDRO PARABÓLICO.......................................................141

3.1. Análisis de las distintas opciones de fluidos caloríferos que se pueden emplear en el campo solar .......141

3.1.1. Uso de aceite como fluido de trabajo en el campo solar .................................................................142

i. Tipos de aceites utilizados en el campo solar de colectores cilindro parabólicos .............................142

ii. Aspectos de ingeniería relacionados con el uso de aceite en el campo solar....................................143

iii. Proyectos actuales con la tecnología del aceite ...............................................................................143

3.1.2. Uso de sales fundidas como fluido de trabajo en el campo solar ....................................................143

i. Tipos de sales utilizadas en el campo solar de colectores cilindro parabólicos.................................144

ii. Aspectos de ingeniería relacionados con el uso de sales en el campo solar .....................................145

iii. Campos de investigación dentro de la tecnología de sales fundidas ...............................................146

3.1.3. Uso de agua/vapor como fluido de trabajo en el campo solar .........................................................146

ii. Aspectos de ingeniería relacionados con el uso de agua en el campo solar .....................................147

iii. Proyectos demostrativos dentro de la tecnología GDV...................................................................148

3.2. Estudio comparativo, en condiciones de diseño, de plantas termosolares de 20 MWe para cada una de las

tecnologías HTF consideradas ...........................................................................................148

3.2.1. Punto de diseño para el campo solar ...............................................................................................149

3.2.2. Estudio del bloque de potencia de la planta termosolar en condiciones nominales.........................151

i. Caracterización del ciclo de potencia en condiciones nominales ......................................................153

a. Precalentadores del sistema de agua de circulación.....................................................................154

b. El generador de vapor (para los casos de aceite o sal fundida en el campo solar) .......................157

b.1. Precalentador........................................................................................................................158

b.2. Evaporador...........................................................................................................................159

b.3. Sobrecalentador (y recalentador) .........................................................................................160

ii. Resultados de la simulación del ciclo de potencia en condiciones nominales..................................161

a. Ciclo de potencia de 20 MWe acoplado a un campo CCP con Therminol VP-1 como fluido

calorífero..........................................................................................................................................161

b. Ciclo de potencia de 20 MWe acoplado a un campo CCP con Solar Salt como fluido calorífero

.........................................................................................................................................................164

c. Ciclo de potencia de 20 MWe acoplado a un campo CCP con agua/vapor como fluido calorífero

.........................................................................................................................................................167

3.2.3. Estudio del campo solar de la planta termosolar en condiciones de diseño ....................................171

i. Posibles configuraciones del campo solar .........................................................................................171

a. Configuración del campo solar en “H” ........................................................................................172


xi

b. Configuración del campo solar en “I” ......................................................................................... 173

c. Configuración elegida para la planta termosolar de 20 MWe ...................................................... 173

c. Caudal másico de fluido de trabajo en el campo solar para la planta termosolar de 20 MWe ..... 174

ii. El lazo de colectores cilindro parabólicos ....................................................................................... 174

a. Configuración del lazo de colectores para la planta termosolar de 20 MWe refrigerada por

Therminol VP-1 .............................................................................................................................. 175

b. Configuración del lazo de colectores para la planta termosolar de 20 MWe refrigerada por Solar

Salt .................................................................................................................................................. 179

c. Configuración del lazo de colectores para la planta termosolar GDV de 20 MWe...................... 183

iii. El sistema de tuberías colectoras de la planta................................................................................. 189

a. Configuración de las tuberías colectoras de entrada y salida para la planta termosolar de 20 MWe

refrigerada por Therminol VP-1...................................................................................................... 190

b. Configuración de las tuberías colectoras de entrada y salida para la planta termosolar de 20 MWe

refrigerada por Solar Salt ................................................................................................................ 192

c. Configuración de las tuberías colectoras de entrada y salida para la planta termosolar GDV de 20

MWe ................................................................................................................................................ 195

3.2.3. Rendimiento global de la planta termosolar en condiciones nominales ......................................... 196

3.3. Balance anual de plantas termosolares de 20 MWe para cada una de las tecnologías HTF consideradas

........................................................................................................................................... 197

3.3.1. Datos de radiación solar directa...................................................................................................... 198

3.3.2. Caracterización del bloque de potencia operando a cargas parciales.............................................. 200

i. Ecuaciones características que rigen el comportamiento de un ciclo de Rankine a cargas parciales 200

a. La turbina .................................................................................................................................... 200

a.1. Rendimiento isentrópico de la turbina ................................................................................. 200

a.2. Modificación de la presión en las extracciones en función del grado de carga ................... 201

a.2. Modificación de la presión en las extracciones en función del grado de carga ................... 201

a.3. Control de la turbina funcionando a cargas parciales .......................................................... 202

b. Los intercambiadores de calor..................................................................................................... 203

c. Bombas........................................................................................................................................ 207

ii. Análisis del bloque de potencia a cargas parciales .......................................................................... 207

3.3.3. Análisis del comportamiento del campo solar a cargas parciales ................................................... 208

3.3.4. Resultados del balance anual y análisis económico........................................................................ 210

Bibliografía del capítulo 3 ............................................................................................................................. 214

Lista de símbolos del capítulo 3 .................................................................................................................... 217

CAPÍTULO 4: ANÁLISIS DEL ACOPLAMIENTO A RED DE UNA PLANTA TERMOSOLAR DE

GENERACIÓN DIRECTA DE VAPOR: HIBRIDACIÓN Y ALMACENAMIENTO........................................................................................................................................... 219

4.1. Diseño de una planta termosolar de generación directa de vapor de 50 MWe........................................ 219

4.1.1. Optimización del acoplamiento campo solar-bloque de potencia................................................... 220

i. Parámetros de acoplamiento entre el campo solar y el bloque de potencia ...................................... 220

ii. Rendimiento del campo solar y del bloque de potencia en función de los parámetros de acoplamiento

............................................................................................................................................................. 221

iii. Rendimiento global de la planta termosolar ................................................................................... 224

4.2. Balance anual de una planta termosolar de generación directa de vapor sin almacenamiento ni

hibridación: optimización del múltiplo solar..................................................................... 227


xii

4.2.1. Definición de la configuración de la planta en función del múltiplo solar en condiciones de diseño

...................................................................................................................................................................227

i. Punto de diseño .................................................................................................................................227

ii. Caracterización del ciclo de potencia en condiciones nominales .....................................................228

iii. Configuración del campo solar en función del múltiplo solar.........................................................231

a. Configuración del lazo de colectores GDV..................................................................................231

b. Configuración de las tuberías colectoras de enlace......................................................................236

c. Diseño del campo de colectores en función del múltiplo solar ....................................................237

4.2.2. Datos de radiación solar directa anuales..........................................................................................238

4.2.3. Caracterización del bloque de potencia trabajando a cargas parciales ............................................239

4.2.4. Caracterización del campo solar a cargas parciales.........................................................................240

4.2.5. Producción anual de energía y coste de la electricidad generada en función del múltiplo solar .....243

4.3. Balance anual de una planta termosolar de generación directa de vapor con almacenamiento e

hibridación: optimización del acoplamiento a red .............................................................246

4.3.1. Balance anual de una planta termosolar GDV con hibridación mediante caldera auxiliar..............247

a. Hibridación redundante: central “sólo-solar”...............................................................................247

b. Hibridación en el caso de emplear un ciclo de Rankine convencional ........................................248

c. Hibridación en el caso de emplear un ciclo combinado (ISCCS: Integrated Solar Combined Cycle

System) ............................................................................................................................................248

c.1. Hibridación en serie con el generador de vapor de un ciclo combinado convencional. .......249

c.2. Hibridación por suplemento solar en la parte de baja presión de la turbina de vapor de un

ciclo combinado convencional ....................................................................................................250

d. Esquema de hibridación utilizado para las simulaciones .............................................................250

i. Análisis de la producción anual y coste de la electricidad en función del porcentaje de hibridación252

4.3.2. Balance anual de una planta termosolar GDV con hibridación mediante caldera auxiliar y

almacenamiento térmico............................................................................................................................254

i. Caracterización del sistema de almacenamiento térmico ..................................................................255

ii. Tamaño del campo de colectores cilindro parabólicos en función del múltiplo solar y caracterización

a cargas parciales..................................................................................................................................257

iii. Año meteorológico tipo en la Plataforma Solar de Almería............................................................259

iii. Estrategia de operación para el acoplamiento a la red eléctrica ......................................................262

v. Funcionamiento anual y análisis económico ....................................................................................273

Bibliografía del capítulo 4..............................................................................................................................276

Lista de simbolos del capítulo 4.....................................................................................................................278

CONCLUSIONES........................................................................................................................................279

BIBLIOGRAFÍA GENERAL DE LA TESIS............................................................................................285


xiii

LISTA DE FIGURAS

Figura 1.1. Intensidad del espectro solar en función de la longitud de onda .................................................... 2

Figura 1.2. Lazo de colectores cilindro parabólicos ubicado en la Plataforma Solar de Almería (PSA)........... 9

Figura 1.3. Sección transversal del diseño LS-2 y LS-3.................................................................................. 12

Figura 1.4. Filas de colectores SKAL-ET en la planta solar Andasol-1 ........................................................... 14

Figura 1.5. Colector de Sener en la planta Andasol-1 ..................................................................................... 15

Figura 1.6. Esquema del tubo absorbedor del colector LS-3........................................................................... 17

Figura 1.7. Las dos principales orientaciones del eje de giro de un colector cilindro parabólico.................... 19

Figura 1.8. Diferentes tipos de mecanismos de accionamiento ....................................................................... 20

Figura 1.9. Esquema de funcionamiento de la planta SEGS I de California ................................................... 24

Figura 1.10. Esquema de funcionamiento de la planta SEGS II de California ................................................ 25

Figura 1.11. Esquema de funcionamiento de la planta SEGS-VI y SEGS-VII ............................................... 27

Figura 1.12. Esquema de funcionamiento de la planta SEGS-VIII y SEGS-IX .............................................. 28

Figura 1.13. Campo solar en la planta solar Andasol-1................................................................................... 31

Figura 1.14. Planta termosolar de colectores cilindro parabólicos Nevada Solar One .................................... 33

Figura 1.15. Esquema de funcionamiento de un campo de colectores cilindro parabólicos acoplados a un

ciclo combinado..................................................................................................................................... 34

Figura 1.16. Esquema de funcionamiento de un campo de colectores cilindro parabólicos acoplados a un

ciclo de Rankine orgánico...................................................................................................................... 35

Figura 1.17. Esquema de un sistema de almacenamiento con sales, indirecto, en dos tanques....................... 46

Figura 1.18. Posiciones extremas del colector cuando existe flujo bifásico estratificado ............................... 50

Figura 1. 19. Esquema simplificado de la planta experimental DISS.............................................................. 52

Figura 1.20. Procesos básicos en generación directa de vapor: un-solo-paso, inyección y recirculación ....... 54

Figura 1.21. Esquema simplificado del campo solar de la planta ALMERÍA GDV....................................... 59

Figura 1.22. Esquema simplificado de las uniones flexibles colector-colector ó colector-tubería desarrolladas

por Senior Berghöfer (Ortiz y Kaufung, 2008)...................................................................................... 62

Figura 2.1. Trayectoria aparente del Sol alrededor de la Tierra y parámetros característicos asociados......... 70

Figura 2.2. Coordenadas horarias y horizontales para el posicionamiento del Sol.......................................... 73

Figura 2.3. Ángulo de incidencia de un colector cilindro parabólico .............................................................. 75

Figura 2.4. Parámetros ópticos del colector cilindro parabólico ..................................................................... 76

Figura 2.5. Pérdidas geométricas de final de un colector cilindro parabólico ................................................. 79

Figura 2.6. Figura esquemática de las sombras producidas entre filas paralelas de colectores CCP............... 81

Figura 2.7. Representación esquemática de la sombra entre colectores paralelos........................................... 82

Figura 2.8. Consideraciones geométricas en el colector solar ......................................................................... 83

Figura 2.9. Pérdidas térmicas en el tubo absorbedor de un colector cilindro parabólico................................. 85

Figura 2.10. Perfil simplificado del flujo de radiación sobre el tubo absorbedor del colector cilindro

parabólico .............................................................................................................................................. 87

Figura 2.11. Balance energético en una sección transversal del receptor de un colector cilindro parabólico . 88

Figura 2. 12. Unión brazo soporte y tubo receptor en un colector cilindro parabólico.................................. 106

Figura 2.13. Balance energético en sentido longitudinal a unos de los segmentos en que se divide el tubo

receptor ................................................................................................................................................ 107

Figura 2.14. Diagrama de pérdidas y rendimientos en un colector cilindro parabólico ................................ 116

Figura 2.15. Representación esquemática de un lazo de colectores para generación directa de vapor.......... 123


xiv

Figura 2.16. Pérdida de calor, pérdida de presión, rendimiento energético y rendimiento exergético para el

lazo de colectores GDV, en función de la variación del ángulo de incidencia respecto a su valor

nominal .................................................................................................................................................125

Figura 2.17. Pérdida de calor, caída de presión, rendimiento energético y rendimiento exergético para la

sección de precalentamiento y evaporación, en función de la variación del ángulo de incidencia

respecto a su valor nominal ..................................................................................................................126

Figura 2.18. Pérdida de calor, pérdida de presión, rendimiento energético y rendimiento exergético para la

sección de sobrecalentamiento, en función de la variación del ángulo de incidencia respecto a su valor

nominal .................................................................................................................................................126


lazo de colectores GDV, en función del valor de la reflectividad del espejo .......................................127


sección de evaporación del lazo de colectores GDV, en función del valor de la reflectividad del espejo

..............................................................................................................................................................127


sección de sobrecalentamiento del lazo de colectores GDV, en función del valor de la reflectividad del

espejo....................................................................................................................................................128


lazo de colectores GDV, en función del valor de la emisividad del tubo respecto a su valor nominal 129


sección de evaporación, en función del valor de la emisividad del tubo respecto a su valor nominal .129


sección de sobrecalentamiento, en función del valor de la emisividad del tubo respecto a su valor

nominal .................................................................................................................................................129


lazo de colectores GDV, en función del valor del diámetro del tubo absorbedor.................................130


sección de evaporación, en función del valor del diámetro del tubo absorbedor..................................131


sección de sobrecalentamiento, en función del valor del diámetro del tubo absorbedor ......................131


lazo de colectores GDV, en función del valor de la presión de entrada al colector..............................132


sección de evaporación, en función del valor de la presión de entrada al colector...............................132


sección de sobrecalentamiento, en función del valor de la presión de entrada al colector ...................133

Figura 3.1. Efectos de dimensionar el campo solar con distintos múltiplos solares.......................................151

Figura 3.2. Disposición óptima de las presiones de extracción de turbina para el ciclo regenerativo

considerado...........................................................................................................................................154

Figura 3.3. Esquema de temperaturas en un precalentador de superficie del ciclo de potencia .....................155

Figura 3.4. Esquema de un intercambiador de superficie genérico................................................................156

Figura 3.5. Diagrama de flujo para el ciclo de potencia de 20MWe acoplado al campo termosolar refrigerado

por Therminol VP-1 ..............................................................................................................................162

Figura 3.6. Diagrama de Mollier en condiciones nominales del ciclo de potencia acoplado al campo solar

refrigerado por Therminol VP-1 ...........................................................................................................162

Figura 3.7. Diagrama de flujo para el ciclo de potencia de 20MWe acoplado al campo solar refrigerado por

Solar Salt ..............................................................................................................................................165


xv

Figura 3. 8. Diagrama de Mollier en condiciones nominales del ciclo de potencia acoplado al campo solar

refrigerado por Solar Salt..................................................................................................................... 165

Figura 3.9. Diagrama de flujo para el ciclo de potencia de 20MWe acoplado al campo solar GDV............. 168

Figura 3.10. Diagrama de Mollier en condiciones nominales del ciclo de potencia acoplado al campo solar

GDV..................................................................................................................................................... 168

Figura 3.11. Configuración en “H” del campo de colectores CCP para la planta termosolar Andasol 1 ...... 172

Figura 3.12. Configuración en “I” del campo de colectores CCP para la planta termosolar SEGS VI ......... 173

Figura 3.13. Configuración del lazo de colectores para el campo solar refrigerado por Therminol VP-1..... 175

Figura 3.14. Configuración del lazo de colectores para el campo solar refrigerado por Solar Salt ............... 180

Figura 3.15. Configuración del lazo de colectores para el campo solar GDV.............................................. 184

Figura 3.16. Variación del rendimiento isentrópico de la turbina en función del grado de carga ................. 201

Figura 3.17. Rendimiento del turbo-generador en función de la carga.......................................................... 202

Figura 3.18. Rendimiento del ciclo de potencia en función de la carga, para las tres plantas termosolares

consideradas......................................................................................................................................... 208

Figura 3.19. Potencia térmica suministrada por cada uno de los campos solares considerados en función de la

radiación solar directa incidente .......................................................................................................... 209

Figura 3.20. Rendimiento del campo solar en función de la radiación directa, para cada una de las tecnologías

HTF consideradas. ............................................................................................................................... 210

Figura 3.21. Variación del rendimiento anual y del LEC (c€/kWhe) en cada una de las tecnologías

consideradas......................................................................................................................................... 213

Figura 4.1. Rendimiento del ciclo de potencia y del campo solar en función del número de extracciones de

turbina y de la temperatura de entrada a turbina, para una presión de entrada a turbina igual a 90 bar223


turbina y de la temperatura de entrada a turbina, para una presión de entrada a turbina igual a 100 bar

............................................................................................................................................................. 223


turbina y de la temperatura de entrada a turbina, para una presión de entrada a turbina igual a 110 bar

............................................................................................................................................................. 224

Figura 4.4. Rendimiento global de la planta termosolar en función del número de extracciones de turbina y de

la temperatura de entrada a turbina, para una presión de entrada a turbina igual a 90 bar................... 225


la temperatura de entrada a turbina, para una presión de entrada a turbina igual a 100 bar................. 225


la temperatura de entrada a turbina, para una presión de entrada a turbina igual a 110 bar................. 226

Figura 4.7. Diagrama de flujo para el ciclo de potencia de 50 MWe acoplado al campo solar GDV ........... 228

Figura 4.8. Diagrama de Mollier para el ciclo de potencia de 50 MWe acoplado al campo solar GDV ....... 229

Figura 4.9. Configuración del lazo de colectores para la planta termosolar GDV de 50 MWe ..................... 232

Figura 4.10. Posición relativa Sol-colector CCP, en el mediodía solar, para una orientación N-S del eje del

colector (Fuente: Zarza, 2002) ............................................................................................................. 239

Figura 4.11. Variación del rendimiento térmico del ciclo de potencia en función de la carga ...................... 240

Figura 4.12. Potencia térmica del campo solar a cargas parciales en función del número de lazos .............. 241

Figura 4.13. Rendimiento del campo solar en función de la radiación solar directa ..................................... 242

Figura 4.14. Ciclos de limpieza de los espejos y reflectividad media ........................................................... 242

Figura 4.15. Costes de electricidad producida para cada tamaño de campo solar GDV considerado y para los

cinco años en estudio ........................................................................................................................... 245

Figura 4.16. Hibridación redundante de una central “sólo-solar” ................................................................. 247

Figura 4.17. Esquemas de hibridación ciclo del campo solar GDV con un ciclo de Rankine convencional. 248


xvi

Figura 4.18. Esquema de planta termosolar GDV con hibridación en serie con el generador de vapor de un

ciclo combinado convencional ............................................................................................................249

Figura 4.19. Esquema de planta termosolar GDV con hibridación por suplemento solar en la parte de baja

presión de la turbina de vapor de un ciclo combinado convencional ...................................................250

Figura 4.20. Esquema de una planta termosolar GDV con almacenamiento e hibridación ...........................251

Figura 4.21. Rendimiento de la caldera de gas natural en función del grado de carga...................................251

Figura 4.22. Costes de electricidad producida para cada tamaño de campo solar GDV considerado, en función

del porcentaje de hibridación para el año 1998 ....................................................................................253

Figura 4.23. Esquema de una planta termosolar GDV con almacenamiento e hibridación ...........................254

Figura 4.24. Operación de una planta termosolar con múltiplo solar mayor que uno y almacenamiento

térmico..................................................................................................................................................256

Figura 4.25. Potencia térmica del campo solar a cargas parciales en función del número de lazos...............258

Figura 4.26. Ejemplos de días claros en el año tipo utilizado para el cálculo ................................................260

Figura 4.27. Ejemplos de días nublados en el año tipo utilizado para el cálculo ...........................................260

Figura 4.28. Radiación solar directa y potencia térmica producida por los campos solares GDV considerados

para un día claro con horario de invierno (23 de febrero) ....................................................................264

Figura 4.29. Estrategia de operación para la planta termosolar GDV de 44 lazos en un día claro con horario

de invierno (23 de febrero) ...................................................................................................................265






para un día claro con horario de verano (21 de julio) ...........................................................................266


de verano (21 de julio)..........................................................................................................................267






para un día nublado de invierno (13 de marzo) ....................................................................................269

Figura 4.37. Estrategia de operación para la planta termosolar GDV de 44 lazos en un día nublado con

horario de invierno (13 de marzo) ........................................................................................................269






para un día nublado con horario de verano (3 de septiembre) ..............................................................271


horario de verano (3 de septiembre) .....................................................................................................271





Figura 4.44. Coste del kWhe para diferentes tamaños de plantas termosolares GDV con almacenamiento e

hibridación............................................................................................................................................275


xvii

LISTA DE TABLAS

Tabla 1.1. Parámetros de los principales colectores cilindro parabólicos ...................................................... 14

Tabla 1. 2. Absortividad y emisividad del recubrimiento selectivo NAC a 550 ºC, después de 3 y 100 horas

de funcionamiento (Fuente: Benz et al., 2008) ...................................................................................... 18

Tabla 1.3. Características básicas de las plantas SEGS-I a SEGS-IX ............................................................. 30

Tabla 1. 4. Materiales utilizados en el almacenamiento para sistemas solares de concentración de media y alta

temperatura (Fuente: Winter et al., 1990) .............................................................................................. 38

Tabla 1.5. Experiencias de sistemas de almacenamiento en plantas termosolares. ......................................... 43

Tabla 1.6. Características principales de la fila de colectores DISS................................................................ 53

Tabla 1.7. Modos de operación principales de la fila de colectores DISS....................................................... 54

Tabla 1.8. Resultados de la simulación del funcionamiento anual de la planta ALMERÍA GDV .................. 60

Tabla 2.1. Parámetros ópticos del colector Eurotrough .................................................................................. 77

Tabla 2.2. Relación de los números empleados en los subíndices................................................................... 89

Tabla 2.3. Definiciones de los flujos de calor que intervienen en el balance energético................................. 90

Tabla 2.4. Correlaciones para el cálculo del coeficiente global de transmisión de calor en ebullición ........... 93

Tabla 2.5. Parámetros ópticos del colector Eurotrough ................................................................................ 118

Tabla 2.6. Parámetros geométricos del colector Eurotrough ........................................................................ 119

Tabla 2.7. Valores del coeficiente y, para distintos tipos de acero, en función de la temperatura................. 120

Tabla 2.8. Valores de la tensión máxima admisible para el acero A335 ....................................................... 120

Tabla 2.9. Condiciones para el punto de diseño elegido ............................................................................... 121

Tabla 2.10. Configuración para un lazo tipo de generación directa de vapor, en una planta de 50 MWe ..... 122

Tabla 2.11. Condiciones de entalpía, temperatura y presión para los caudales másicos de los puntos marcados

en la figura (2.15)................................................................................................................................. 123

Tabla 2.12. Resultado de la simulación de la fila tipo GDV en condiciones nominales ............................... 123

Tabla 3.1. Características de las sales de nitrato empleadas en aplicaciones solares .................................... 144

Tabla 3.2. Parámetros característicos en el punto de diseño para la planta termosolar de 20 MWe .............. 150

Tabla 3.3. Parámetros característicos de los ciclos de Rankine en función de la potencia............................ 152

Tabla 3.4. Parámetros en condiciones nominales de los ciclos de potencia elegido para cada tecnología HTF

............................................................................................................................................................. 153

Tabla 3.5. Propiedades termofísicas, en condiciones nominales, de los puntos principales del ciclo de

Rankine acoplado a un campo solar refrigerado por Therminol VP-1 ................................................. 163

Tabla 3.6. Resultados globales de la simulación en condiciones nominales del ciclo de Rankine acoplado al

campo solar refrigerado por Therminol VP-1 ...................................................................................... 164

Tabla 3.7. Parámetros térmicos de los cambiadores de calor del ciclo de potencia acoplado al campo solar

refrigerado por Therminol VP-1........................................................................................................... 164

Tabla 3.8. Propiedades termofísicas, en condiciones nominales, de los puntos principales del ciclo de

Rankine acoplado a un campo solar refrigerado por Solar Salt ........................................................... 166

Tabla 3.9. Resultados de la simulación del ciclo de Rankine acoplado a un campo solar refrigerado por Solar

Salt ....................................................................................................................................................... 167


refrigerado por Solar Salt..................................................................................................................... 167

Tabla 3.11. Propiedades termofísicas en los puntos principales del ciclo de Rankine acoplado a un campo

solar GDV............................................................................................................................................ 169

Tabla 3.12. Resultados de la simulación del ciclo de Rankine acoplado a un campo solar GDV................. 170

Resumen

xviii


GDV .....................................................................................................................................................170

Tabla 3.14. Parámetros principales de los ciclos de potencia acoplados a cada uno de los campo solares....170

Tabla 3.15. Potencia térmica y caudal de fluido calorífero necesario en condiciones de diseño para cada uno

de los casos considerados .....................................................................................................................174

Tabla 3.16. Configuración de las conexiones entre colectores para un mismo lazo ......................................175

Tabla 3.17. Parámetros geométricos del lazo de colectores para el campo solar refrigerado por Therminol

VP-1......................................................................................................................................................176

Tabla 3.18. Propiedades termofísicas del Therminol VP-1, módulo a módulo, a lo largo del lazo de colectores

en condiciones de diseño ......................................................................................................................177

Tabla 3.19. Resultados de la simulación del lazo de colectores de Therminol VP-1 en condiciones de diseño

..............................................................................................................................................................179

Tabla 3.20. Propiedades termofísicas de la Solar Salt, módulo a módulo, a lo largo del lazo de colectores en

condiciones de diseño...........................................................................................................................181

Tabla 3.21. Resultados de la simulación del lazo de colectores de Solar Salt en condiciones de diseño .....183

Tabla 3.22. Propiedades termofísicas del agua-vapor, módulo a módulo, a lo largo de la zona de

precalentamiento y ebullición, en condiciones de diseño.....................................................................185


sobrecalentamiento, en condiciones de diseño .....................................................................................187

Tabla 3.24. Resultados de la simulación del lazo de colectores GDV en condiciones de diseño .................188

Tabla 3.25. Comparación entre los resultados de la simulación del lazo de colectores para cada una de las

tecnologías HTF, en condiciones de diseño .........................................................................................188

Tabla 3.26. Configuración de las tuberías colectores de la planta termosolar ...............................................189

Tabla 3.27. Propiedades termofísicas del Therminol VP-1, tramo a tramo, a lo largo de la tubería colectora de

entrada al sub-campo oeste (aceite frío) ...............................................................................................190


entrada al sub-campo este (aceite frío) .................................................................................................191


salida del sub-campo oeste (aceite caliente) .........................................................................................191


salida del sub-campo este (aceite caliente) ...........................................................................................192

Tabla 3.31. Propiedades termofísicas de la sal Solar Salt, tramo a tramo, a lo largo de la tubería colectora de

entrada al sub-campo oeste (sal fría) ....................................................................................................193


entrada al sub-campo este (sal fría) ......................................................................................................193


salida del sub-campo oeste (sal caliente)..............................................................................................194


salida del sub-campo oeste (sal caliente)..............................................................................................194

Tabla 3.35. Propiedades termofísicas del agua, tramo a tramo, a lo largo de la tubería colectora de entrada a

los sub-campos este y oeste del campo solar GDV ..............................................................................195

Tabla 3.36. Propiedades termofísicas del vapor, tramo a tramo, a lo largo de la tubería colectora de salida de

los sub-campos este y oeste del campo solar GDV ..............................................................................196

Tabla 3.37. Rendimiento global de la planta termosolar en condiciones nominales para cada una de las tres

tecnologías HTF consideradas..............................................................................................................197

Tabla 3.38. Medias mensuales de los datos de radiación directa para un año meteorológico tipo.................199

Tabla 3.39. Desviaciones máximas y mínimas respecto a los valores mensuales de radiación directa .........199

Tabla 3.40. Comparación del año tipo con los valores de los años escogidos para la simulación .................199


xix

Tabla 3.41. Análisis del comportamiento térmico del ciclo a caras parciales, para cada una de las tecnologías

HTF consideradas. ............................................................................................................................... 207

Tabla 3.42. Potencia térmica del campo solar en función de la radiación directa, para cada uno de los tres

casos de fluido calorífero considerados. .............................................................................................. 209

Tabla 3.43. Datos de coste utilizados para el análisis económico de las tres tecnologías HTF..................... 211

Tabla 3.44. Producción anual y coste del kWhe para cada una de las tres tecnologías HTF consideradas ... 212

Tabla 4.1. Parámetros característicos de los ciclos de Rankine en función de la potencia............................ 220

Tabla 4.2. Parámetros en condiciones nominales de los ciclos de potencia considerados ............................ 222

Tabla 4.3. Parámetros característicos en el punto de diseño para la planta termosolar GDV de 50 MWe ... 227

Tabla 4.4. Propiedades termofísicas en los puntos principales del ciclo de Rankine de 50 MWe acoplado a un

campo solar GDV ................................................................................................................................ 230


precalentamiento y evaporación, en condiciones de diseño................................................................. 233


sobrecalentamiento, en condiciones de diseño..................................................................................... 235

Tabla 4.7. Resultados de la simulación del lazo de colectores GDV en condiciones de diseño................... 236

Tabla 4.8. Propiedades termofísicas del agua fría, tramo a tramo, a lo largo de la tubería colectora de entrada

al campo solar ...................................................................................................................................... 236

Tabla 4.9. Propiedades termofísicas del agua fría, tramo a tramo, a lo largo de la tubería colectora de entrada

al campo solar ...................................................................................................................................... 237

Tabla 4.10. Múltiplo solar para cada tamaño de campo considerado............................................................ 238

Tabla 4.11. Parámetros característicos del ciclo de potencia para distintos niveles de carga........................ 239

Tabla 4. 12. Potencia térmica del campo solar en función de la radiación solar directa incidente ................ 241

Tabla 4.13. Producción anual de energía eléctrica para cada tamaño de campo solar GDV considerado y para

los cinco años en estudio...................................................................................................................... 243

Tabla 4.14. Datos de coste utilizados para el análisis económico de las plantas termosolares GDV............ 244

Tabla 4.15. Costes de la electricidad producida para cada tamaño de campo solar GDV considerado y para

los cinco años en estudio...................................................................................................................... 245

Tabla 4.16. Producción anual de energía eléctrica para cada tamaño de campo solar GDV considerado, en

función del porcentaje de hibridación fósil para el año 1998............................................................... 252

Tabla 4.17. Costes de electricidad producida para cada tamaño de campo solar GDV considerado, en función

del porcentaje de hibridación para el año 1998.................................................................................... 252

Tabla 4.18. Consumo de combustible fósil para cada tamaño de campo solar GDV considerado, en función

del porcentaje de hibridación ............................................................................................................... 253

Tabla 4.19. Configuración del lazo de colectores para la planta GDV considerada...................................... 257

Tabla 4.20. Múltiplo solar para cada tamaño de campo considerado............................................................ 257

Tabla 4.21. Regresiones lineales para el cálculo de la potencia térmica del campo solar GDV en función de la

radiación solar directa .......................................................................................................................... 258

Tabla 4.22. Meses elegidos para la elaboración del año meteorológico tipo en la Plataforma Solar de Almería

............................................................................................................................................................. 259

Tabla 4. 23. Clasificación de los días del año meteorológico tipo utilizado para el cálculo ......................... 261

Tabla 4.24. Porcentaje mensual de días claros, nublados y cubiertos en Almería, España ........................... 262

Tabla 4.25. Discriminación horaria para el sistema de tarifas español (BOE, 661/2007) ............................. 262

Tabla 4.26. Energía eléctrica anual producida para cada tamaño de campo solar GDV considerado ........... 273

Tabla 4.27. Consumo de combustible fósil y porcentaje de hibridación para cada tamaño de campo solar

GDV considerado ................................................................................................................................ 273

Tabla 4.28. Coste del kWhe para cada tamaño de campo solar GDV considerado........................................ 274


xxi

RESUMEN

Esta tesis doctoral se ha centrado en el estudio de la generación directa de vapor en colectores cilindro parabólicos, como una alternativa viable a corto plazo para la producción de electricidad mediante sistemas de concentración solar. Las dos líneas de investigación principales de esta tesis han sido el estudio termofluidodinámico del proceso de generación directa de vapor dentro del tubo receptor del colector cilindro parabólico -proceso GDV- y la integración de dicho proceso en plantas termosolares para la producción de electricidad. La novedad de esta tesis reside en que, hasta el momento, no existe ninguna planta termosolar de generación directa de vapor con colectores cilindro parabólicos, y sólo se ha construido un lazo de pruebas para ensayar esta tecnología en la Plataforma Solar de Almería, dentro del proyecto DISS (DIrect Steam Generation). A partir de este proyecto, que sirvió para demostrar la viabilidad técnica de la generación directa de vapor, se han puesto en marcha dos nuevos proyectos para la construcción de centrales termosolares basadas en esta tecnología, de pequeña potencia (3 MWe y 5 MWe), aunque el objetivo final sigue siendo la construcción, en un futuro, de una planta de 50 MWe. Para iniciar el estudio de la generación directa de vapor en colectores cilindro parabólicos, se ha desarrollado un modelo termofluidodinámico del tubo receptor a través del cual pasa el fluido calorífero, en este caso, agua-vapor. Dicho modelo estudia de forma muy detallada las correlaciones para la transmisión de calor entre las diferentes superficies, con especial atención a la simulación de la zona de flujo bifásico por el interior del tubo receptor, tanto en la determinación del coeficiente de transmisión de calor por convección como en la pérdida de presión en este régimen. Debido a que el modelo termofluidodinámico está basado en balances teóricos de energía en lugar de coeficientes globales de transmisión de calor, presenta dos ventajas importantes sobre otros modelos similares de generación directa de vapor. Por un lado, permite analizar y optimizar los parámetros de diseño -ópticos, térmicos y geométricos- del tubo receptor. Por otro lado, permite estudiar el comportamiento térmico del colector cuando circulan otros fluidos de trabajo a través del tubo receptor, sin más que cambiar las propiedades características del fluido de trabajo. De esta forma, se ha realizado en primer lugar un análisis de sensibilidad para identificar los parámetros de diseño que más influyen en el comportamiento térmico de un lazo de colectores tipo integrado en una planta GDV de 50 MWe. El análisis se ha realizado desde un punto de vista energético y exergético. Se ha considerado importante incorporar la variable exergía, pues informa sobre la calidad de la energía transmitida y las irreversiblidades asociadas a dicha transmisión. En segundo lugar, se ha podido realizar un análisis comparativo de la generación directa de vapor con otras tecnologías que emplean diferentes fluidos de trabajo en el receptor del colector cilindro parabólico. Estas tecnologías, en las que el fluido calorífero del campo solar no coincide con el fluido de trabajo del bloque de potencia se engloban bajo el nombre de tecnologías HTF (Hear Transfer Fluid). Los fluidos de trabajo que se han considerado para este estudio han sido: agua-vapor, aceite (Therminol VP-1) y sales fundidas (Solar Salt). Con el fin de fijar una adecuada ventana de diseño en la que cada tecnología pueda ser comparada en condiciones similares, el estudio comparativo se ha centrado en una planta de 20 MWe para cada una de las tecnologías consideradas, sin hibridación ni almacenamiento térmico. Los resultados obtenidos en este estudio ponen de manifiesto que la generación directa de vapor presenta unos rendimientos, en condiciones de diseño y anuales, claramente superiores a los de las otras tecnologías HTF. Existen multitud de factores que influyen en estas diferencias. Entre otros, la ausencia de un generador

Resumen

xxii

de vapor intermedio entre el campo solar y el bloque de potencia, además de la menor superficie de espejos que se precisa en el caso de la generación directa de vapor. Para terminar este trabajo de investigación, el estudio se ha centrado en una planta termosolar GDV de 50 MWe. Se ha elegido este tamaño de planta porque es el tamaño óptimo para trabajar con colectores cilindro parabólicos. No se recomienda ir a tamaños de planta mucho mayores, ya que el control y la estabilidad entre lazos paralelos se complica a medida que aumenta la extensión del campo solar; las pérdidas de cargas en las tuberías de interconexión crecen exponencialmente al aumentar el tamaño del campo; de igual forma, los costes de inversión también se multiplican al aumentar la superficie de espejos. Una vez fijado el tamaño de planta, el estudio se ha centrado en la optimización del acoplamiento campo solar-bloque de potencia. Como resultado de dicho análisis se han identificado los parámetros de acoplamiento, proponiéndose valores óptimos para cada uno de ellos. Por último, se han propuesto tres esquemas de plantas termosolares GDV de 50 MWe: plantas sin almacenamiento ni hibridación, plantas con hibridación mediante caldera auxiliar de gas natural, y plantas con

ANÁLISIS Y PROPUESTAS DE SISTEMAS SOLARES DE ALTA...

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