Capítulo 6. Descripción del programa SAM...

Comparación de dos programas de simulación de centrales termosolares de canal parabólico

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Pablo Manuel González Llanes

CAPÍTULO 6: DESCRIPCIÓN DEL PROGRAMA SAM 2009 (Solar Advisor Model)

El Laboratorio Nacional de Energías Renovables de Estados Unidos (NREL:

National Renewable Energy Laboratory), en relación con el Sandia National Laboratory

y en colaboración con el Departamento de Energía de EE.UU (DOE), desarrolló el

programa Solar Advisor Model (SAM) a partir de 2004, con las consiguientes

actualizaciones y avances que se han continuado hasta el día de hoy.

En SAM se representan la mayoría de las tecnologías solares, desde las de

concentración de energía, como son las basadas en captadores de canal parabólico,

Disco-Stirling, y sistemas de concentración de torre, hasta las tecnologías fotovoltaicas

(conversión directa de radiación en energía eléctrica mediante células solares).

Fundamentalmente, nuestro uso se va a limitar al análisis de las distintas simulaciones

que vamos a realizar, dentro del campo de la tecnología CP, sólo atendiendo a su

propio aspecto técnico y de funcionamiento, sin considerar aspectos financieros.

Así pues, en la explicación detallada que voy a realizar a continuación, me voy a

centrar únicamente en la explicación de los distintos pasos en el proceso de

simulación y de obtención de resultados de plantas termosolares de concentradores

de canal parabólico, y una vez obtenido tales resultados, llevar a cabo la comparación

con los logrados mediante EOS, para así obtener, de forma clara, unos parámetros

que me permitan determinar si el simulador desarrollado por el GTER es totalmente

válido para la simulación de plantas con captadores de canal parabólico.

A continuación voy a describir los pasos a seguir en la simulación, analizando las

distintas páginas que van apareciendo, teniendo en cuenta las variables más

importantes asociadas a cada una de ellas.

6.1 PANTALLA DE BIENVENIDA

En esta pantalla inicial que aparece al abrir el programa, nos permite

seleccionar entre tres grandes opciones:

� Start from a simple template (comenzar desde la plantilla de opciones

mostradas).

Mediante esta opción podemos iniciar el proceso de simulación, otorgándonos la

posibilidad de elección entre una plantilla de opciones, cada una haciendo referencia a

un tipo de tecnología distinta o alguna variante dentro de una misma. En nuestro caso


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nos vamos a centrar en “Sample Parabolic Trough Systems ”, que hace referencia a

sistemas termosolares de captadores parabólicos, siendo éste nuestro objeto de

estudio.

� Create a new Project (crear un nuevo proyecto)

Mediante esta opción podemos crear un nuevo proyecto, independiente del que

hayamos realizado, pudiendo elegir la tecnología solar de la que se quiera un estudio,

ya sea termosolar de concentración o fotovoltaica, y en la que cada página adquiere

sus propios valores por defecto.

� Open a recent file (abrir un archivo/trabajo reciente)

Con esta opción se puede recuperar un trabajo que estemos llevando a cabo, con las

últimas modificaciones que hayan sido guardadas.

A continuación se muestra esta pantalla inicial, con la opción que vamos a seleccionar,

y con la cual comenzaremos el proceso de simulación.

Figura 6.1.1 Pantalla de bienvenida SAM 2009.


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6.2 PANTALLA DE TECNOLOGÍA Y FINANZAS

En esta pantalla se puede realizar la elección de la tecnología, que

anteriormente habíamos considerado de sistemas de captadores parabólicos, y que

por tanto ésta será la opción que inicialmente aparecerá por defecto. Sin embargo

podemos incluir análisis y modelos financieros, o considerar sólo el aspecto técnico de

funcionamiento, caracterizando los distintos bloques que componen la central

termosolar.

En nuestro caso el aspecto financiero no lo vamos a tener en cuenta, centrándonos

solamente en la propia tecnología.

Además esta pantalla nos permitiría cambiar la elección de la tecnología solar que

vamos a estudiar, ya que, a pesar de haber hecho una elección primera, podemos

modificarla, y por lo tanto, variar nuestro sistema solar de estudio.

Todo lo que se ha comentado se puede ejecutar haciendo desplegar una pestaña que

aparece en la pantalla “Select Technology and Market ”.

A continuación muestro una gráfica de la pantalla donde se verá más claramente todo

lo definido, situándose tal pestaña en la parte superior izquierda.

Figura 6.2.1. Pantalla inicial de selección de tecnología y finanzas.


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Una vez pulsada esta pestaña se abre la pantalla (Figura 6.2.2) en la que, como

dijimos antes, podemos cambiar de tecnología (select a technology), o dentro de la

seleccionada elegir o no análisis financiero (select a financing option). En nuestro

estudio vamos a tomar la elección “No financials ”.

Figura 6.2.2. Pantalla continuación de selección de tecnología y finanzas

6.3 PANTALLA DE DISEÑO DE LA CENTRAL Y OBTENCIÓN DE RESULTADOS

Una vez que ya hemos seleccionado la tecnología que vamos a estudiar, en

nuestro caso la planta de concentración solar mediante captadores parabólicos tipo

CP, aparece la siguiente pantalla (Figura 6.3.1), en la que ya nos centramos en la

tecnología con la que vamos a trabajar.

Inicialmente, en la parte superior, aparecen tres pestañas que definen tres casos

distintos dentro del mismo tipo de planta termosolar. En nuestro caso seleccionamos la

primera pestaña “100 MW baseline w 6hrs TES ”, ya que hace referencia a centrales

de captadores de potencia nominal 100 MW (50 MW en la central que estudiaremos)


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con uso de un fluido de transferencia térmica de temperatura media y con un sistema

de almacenamiento de energía mediante dos tanques, en nuestro caso de sales

fundidas.

Figura 6.3.1. Pantalla presentación de planta termosolar de tecnología CP

En la pantalla que hemos representado en la figura podemos eliminar las otras dos

pestañas que aparecen por defecto (100 MW baseline w 6hrs- Dry cooled y 100 MW

baseline- Parameterized Storage ). Podíamos haber llegado a la misma situación de

forma más directa mediante la opción “create a new project ” y obviamente eligiendo

el tipo de tecnología que estamos estudiando y descartando la opción financiera. De

esta forma estas dos pestañas que hemos eliminado ya no aparecerían.


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Como se ha indicado en la figura, la pantalla a partir de la cual vamos a poder

configurar la planta en su totalidad se podría dividir en dos grupos o bloques.

� Grupo 1: Entorno de la planta (emplazamiento, condiciones climático-

meteorológicas, etc) y diseño de la propia central en sí.

� Grupo 2: Simulación de la central y obtención de resultados.

Dentro de la primera opción, el programa se organiza en diversos bloques

relacionados muy directamente con las distintas partes de las que consta una central

termosolar del tipo de concentrador que estamos estudiando.

A continuación paso a desarrollar detalladamente lo comentado, siendo ésta la parte

central de la descripción de nuestro trabajo con SAM 2009, ya que es en ella donde

voy a definir todos los términos que van a caracterizar la tecnología, y que por tanto

me van a permitir, siempre que tal proceso lo haga de manera óptima, obtener unos

resultados de las simulaciones totalmente fiables para ser comparados con los

obtenido en EOS, y así poder decidir, en un sentido o en otro, si el programa

desarrollados por el GTER es un buen simulador de centrales termosolares de

captadores tipo CP.

6.3.1 Entorno y diseño de la planta

El entorno y diseño de la planta se va a dividir en los siguientes bloques:

� Climate : Se va a definir el emplazamiento en el que se va a situar la central

termosolar, simulando las condiciones climático-meteorológicas mediante unos

archivos climáticos de diferentes lugares de todo el planeta, ya sean los que

aparecen en la base de datos del programa, o archivos definidos exteriormente

y que se puedan introducir en los formatos que reconoce SAM.

� Solar Field : La pantalla muestra las variables y opciones que describen el

tamaño y propiedades geométricas del campo solar (distribución de lazos), las

propiedades del fluido de transferencia de calor (HTF) y las condiciones de

diseño del campo solar.


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� SCA/HCE: La página muestra las propiedades que van a caracterizar al

captador (SCA) y las del elemento receptor de la energía (HCE), que en

nuestra central es la tubería de absorción de la radiación que llega reflejada del

captador, y la cubierta de vidrio que la protege.

� Power Block : En esta página se define el bloque de potencia de la central,

siendo la caracterización de la turbina de vapor la que va a determinar la

capacidad del bloque de potencia.

� Thermal Storage : Se define en esta pantalla el sistema de almacenamiento

térmico que va a servir de apoyo a la planta. Los parámetros principales que

debemos tener en cuenta es la capacidad de almacenamiento en horas del

sistema, el tipo de fluido y forma de almacenamiento térmico, en nuestro caso

mediante dos tanques de sales fundidas, además de la presencia de otros

parámetros como pérdidas y rendimientos.

� Parasitics : Finalmente esta página nos permite caracterizar las pérdidas de la

planta termosolar asociada a los autoconsumos propios, como son los del

sistema de seguimiento solar, grupos de bombeo del sistema de

almacenamiento y del fluido de transmisión térmica del campo solar, circuitos

electrónicos, etc.

� User Variables : Esta opción nos permite crear variables para almacenar

valores en el programa, las cuales puedan ser usados por SAM en análisis

avanzados. SAM puede almacenar estos valores pero no los utiliza en cálculos

internos. Se puede definir hasta un máximo de seis variables.

6.3.1.1 CLIMATE

Esta pantalla permite introducir toda la información climática anual del

emplazamiento de la central, siendo obtenida mediante unos archivos climáticos que

se encuentran almacenados en la base de datos del programa en unos formatos que

reconoce el SAM, como son los formatos EPW y TM2. Estos archivos también se

pueden generar de forma externa e incluirlos en la base de datos en los mismos

formatos antes citados, haciendo referencia a la localidad o ciudad en la que se

pretenda simular la central termosolar, y de la cual hayas recopilado la información

climática necesaria.


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Figura 6.3.1.1.1. Pantalla climática del SAM

La página actual se divide en tres puntos principales que a continuación se van a

describir:

� Choose Climate/Location : En este punto introducimos el archivo climático

deseado de la base de datos del programa, o añadimos uno nuevo que no

aparezca mediante la pestaña “Add ”, el cual me permite seleccionar la

ubicación en el PC del archivo que queremos introducir, y posteriormente

pulsando “Copy to Project ” lo guardamos como un archivo más en la base de

datos. Si se quisiera quitar un archivo que ha sido añadido a la base de datos

pero que aún no ha sido almacenado como tal, mediante la opción “Remove ”

se ejecutaría tal eliminación.


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� Location information : Aparece la información del emplazamiento que se

define en el archivo de radiación seleccionado. Estos datos son: ciudad, país,

franja horaria, altitud sobre el nivel del mar, y las coordenadas de localización

terrestre como latitud y longitud.

� Weather data information (annual averages) : Muestra todas las variables

climáticas que están definidas en el archivo de radiación, ya sea en formato

EPW o TMY2 , permitiéndonos analizar la evolución horaria, diaria, mensual o

anual de tales parámetros, mediante la opción “view hourly data…” . Podemos

además analizar la evolución individual de cada variable o seleccionar las que

queramos analizar generándose una comparativa gráfica.

A continuación se muestra tal pantalla desplegada pulsando “View hourly data…”.

Figura 6.3.1.1.2. Pantalla de evolución de variables climáticas.


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En este caso vemos, por ejemplo, una gráfica que muestra la evolución horaria a lo

largo de un mes (en este caso enero) de dos variables seleccionadas; éstas son la

Temperatura de bulbo seco (temperatura normal medida con un termómetro de

mercurio) y la temperatura de rocío. Cualquier combinación es posible con seleccionar

la pestaña de la variable que se quiere analizar.

A continuación voy a pasar a describir los tres tipos de archivos con los que trabaja

SAM, tanto en el aspecto de las variables que están definidas en tales archivos, como

la forma de acceder a ellos.

Formato EPW

Se puede descargar archivos de radiación en formato EPW (Energy plus weather) de

una gran cantidad de localizaciones alrededor del mundo, desde el sitio web siguiente:

http://www.eere.energy.gov/buildings/energyplus/cfm/weather_data.cfm

Figura 6.3.1.1.3. Sitio web Energy Plus

Como vemos, Energy Plus es un software desarrollado por el Departamento de

Energía de los Estados Unidos (U.S Departament of Energy), y en el existe una base

de datos de archivos climáticos de las distintas partes del planeta.


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Dependiendo de la localización elegida, el archivo aparece directamente en formato

EPW seleccionando la pestaña asignada, o en ocasiones tienes que irte a la pestaña

“zip”, y en él aparecerá una carpeta comprimida que almacena el archivo en formato

EPW y otros.

Figura 6.3.1.4. Archivos climáticos de Energy Plus

Formato TMY2

SAM 2009 también usan archivos climáticos en formato TMY2 (Typical Meteorological

Year format). Estos archivos climáticos se pueden obtener de la base de datos, entre

los años 1961-1990, elaborada por el Laboratorio nacional de energía de EE.UU

(NREL) del departamento de energía de tal país ((U.S Departament of Energy). A

continuación mostraré el sitio web del cual se obtener tales archivos:

http://rredc.nrel.gov/solar/old_data/nsrdb/tmy2/


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Figura 6.3.1.1.5. Archivos climáticos TMY2

Accediendo, a través de la primera pestaña, podemos descargarnos los archivos en el

formato mencionado de una gran parte de ciudades de EE.UU, ya que sólo recogen

archivos de este país.


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Figura 6.3.1.1.6. Ejemplo archivos TMY2 de Alabama.

Pulsando, por ejemplo, en la pestaña “UNIX”, aparece el archivo en tal formato

comprimido, el cual podría ser adjuntado a la lista que aparece en el SAM.

Mediante el software Meteonorm , que incluye una base de datos de datos de archivos

en formato TMY2 de más de 7700 estaciones meteorológicos alrededor del mundo,

también podemos añadir tales archivos a la base de datos de SAM 2009.

Tal software, en concreto la versión Meteonorm 6.1 , te permite crear tus propios

archivos climáticos introduciéndoles los datos necesarios, y te lo exporta en formato

TMY2 entre otros.

A pesar de que tanto los archivos en formatos “.epw ” y “.tm2 ” llevan inherentemente

definidos unos 40 parámetros climáticos, referenciados en medias horarias, sólo se

utilizan a nivel interno por SAM una serie de ellos, dependiendo de la tecnología de

trabajo seleccionada.

Se muestra enseguida una tabla que describe las variables que utiliza SAM,

dependiendo de la tecnología empleada.


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Figura 6.3.1.7. Tabla de variables utilizadas para cada tecnología

Esta tabla muestra como para nuestra tecnología de estudio, las variables que

realmente tiene en cuenta SAM son:

� Radiación normal directa

� Velocidad del viento

� Temperatura de bulbo seco

� Temperatura de rocío

� Humedad relativa

En comparación con este programa, comentar que los únicos parámetros que se

incluyen en los archivos de radiación/climáticos de EOS, y por tanto los único que

tiene en cuenta para el análisis energético de la planta termosolar, son la radiación

normal directa y la temperatura de bulbo seco.


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6.3.1.2 SOLAR FIELD

Describiré a continuación la pantalla que hace referencia al campo solar,

teniendo en cuenta distintos aspectos, como son:

� Caracterización de la distribución geométrica del campo solar (lazos y

captadores)

� Condiciones de operación del fluido térmico (entrada y salida de los lazos,

pérdidas,..)

� Condiciones de diseño de la central termosolar

A continuación se mostrará gráficamente la pantalla “Solar Field” (Figura 6.3.1.2.1), en

la que se observa la distribución de los distintos bloques que definirán nuestro campo

solar, y todas las variables asociadas a cada uno de ellos.

Figura 6.3.1.2.1. Pantalla “Solar Field”


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� Field Layout

Tenemos dos opciones de configuración:

I. Option 1 : En esta opción definimos inicialmente el múltiplo solar, calculándose

de forma directa el área final del campo solar atendiendo a las condiciones de

diseño. Estas condiciones de diseño nos definirá el número de captadores del

campo solar, que multiplicado por el “solar multiple” nos dará el área final.

II. Option 2 : Será la opción utilizada, y en ella lo que definimos es el área del

campo solar, y como parámetro variable tendremos al múltiplo solar, en función

de las condiciones de diseño que hayamos seleccionado. Tal valor se define

como el ratio entre la potencia térmica aportada por el campo solar en el punto

de diseño y la potencia térmica requerida por el bloque de potencia en las

condiciones nominales.

Una vez seleccionada una de las dos opciones, pasamos a definir los distintos

parámetros presentes en este bloque:

� Distance between SCAs in Row : La distancia entre captadores de un lazo (en

serie). Lo vamos a fijar en 5 m, ya que es el valor definido por EOS para

caracterizar este aspecto geométrico.

� Row spacing, center-to-center : La distancia entre centro y centro de

captadores de lazos paralelos se va a fijar en 16 m para nuestra central

termosolar (distancia entre lazos).

� Number of SCAs per Row : El número de captadores por lazo será de 4.

� Deploy angle : Define el ángulo de despliegue del captador, haciendo

referencia a la posición que presenta el captador, antes de comenzar la

primera hora de operación por la mañana. Tomaremos el valor de 0º para esta

posición inicial de despliegue del captador.

� Stow angle : Define el ángulo final del captador. Hace referencia a la posición

que presenta después de finalizar la última hora de operación por la tarde.

Tomaremos como valor 180º. Se entiende, por tanto, que el captador realizar

un giro de 180º aproximadamente durante el proceso de captación de

radiación. Tal consideración (ángulo de despliegue y de puesta del captador)


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no se tiene en cuenta en EOS, por lo que vamos a suponer en SAM que el

captador realiza el giro definido previamente.

� Heat Transfer Fluid

Se describirá los parámetros presentes en la caracterización del fluido de trabajo, y las

condiciones de trabajo de éste en la central. Todos los valores que van a tomar los

distintos parámetros hacen referencia a las condiciones nominales de trabajo y

determinarán la configuración de la planta para esas condiciones y en consecuencia el

diseño final de la central.

� Solar Field HTF Type : El tipo de fluido de trabajo que utilizaremos será aceite

sintético VP-1 de forma equivalente a EOS.

� Solar Field Inlet Temp : La temperatura de entrada al campo solar del fluido de

trabajo será de 293 ºC aproximadamente.

� Solar Field Outlet Temp : La temperatura de salida del HTF del campo solar

será de 394 ºC aproximadamente.

� Solar Field Initial Temp : Temperatura inicial de entrada al campo solar del

HTF. El valor que se toma es el que aparece por defecto (100 ºC).

� Piping Heat Losses @ Design Temp : Coeficiente fijo de pérdidas térmicas

(por metro cuadrado de campo solar) en la tuberías transportadores, referidas

a las condiciones de diseño (temperatura de diseño=25 ºC). Su valor elegido

por defecto será 10W/m2, aunque pudiera ser modificado (en nuestro caso

mantendremos idéntico coeficiente). Este valor será un parámetro multiplicador

de una ecuación que involucra una serie de coeficientes adicionales, los cuales

serán definidos a continuación, y que tendrá como variable principal la

temperatura de diseño del campo solar. No se modificará este parámetro y los

demás coeficientes ya que son valores que presenta por defecto SAM a partir

de los cuales realiza el cálculo interno de pérdidas térmicas por transporte.

Estos coeficientes se habrán determinado de forma experimental teniendo en

cuenta las pérdidas térmicas por transporte que se generan en las plantas

SEGS. En EOS se determina estas pérdidas mediante ecuaciones propias de

hidráulica.


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A continuación se muestra la ecuación de donde se obtiene tales pérdidas para

SAM:

Ec.6.3.1.2.1

� Piping Heat Loss coeff 1,2,3 : Coeficientes presentes en una ecuación (la

anterior) que generará las pérdidas térmicas por transporte del fluido de trabajo

tanto para las condiciones de diseño como para cada hora del archivo climático

representativo de la simulación. Se tomarán los valores que aparecen por

defecto.

� Solar Field Piping Heat Losses : Pérdidas térmicas totales durante el

transporte del fluido caloportador, obtenidas de la ecuación que ha sido

comentada anteriormente. Su valor final presente en la interfaz está ligado a

las condiciones de diseño (Temperatura ambiente=25 ºC), sin embargo la

ecuación regirá las pérdidas térmicas horarias reales en función de la evolución

de la temperatura ambiente.

FPHL1 ... FPHL3 Piping Heat Loss Temp Coeff 1 through 3

QSFPipeHLDesign (W/m2 ) Solar Field Piping Heat Losses (Design T)

QSolarFieldPipeHeatLosses (W/m2 ) Solar Field Piping Heat Losses

TAmbient (°C) Ambient Temperature

TSFinDesign (°C) Solar Field Inlet Temperature

TSFoutDesign (°C) Solar Field Outlet Temperature


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� Minimum Heat Temp : Temperatura mínima del fluido de transferencia térmica.

Debe ser la mínima temperatura del HTF a la salida del lazo o campo solar. Al

igual que en EOS se fija en 50 ºC. Este valor, como ya se ha explicado, marca

el límite para evitar la posible congelación del aceite.

� HTF Gallons per Area : Representa el volumen de HTF por metro cuadrado de

área de campo solar (gal/m2), cuyo valor es usado por SAM en los cálculos de

temperaturas y de flujos energéticos durante las simulaciones horarias.

� Solar Multiple (Design Point)

En la siguiente figura se muestran los valores finales de distintos parámetros

referenciados a las condiciones de diseño.

Figura 6.3.1.2.2. Definición de condiciones de diseño.


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En la opción “Solar Multiple Reference Conditions ” se incluyen los parámetros de

diseño, como son la temperatura ambiente (25 ºC), la radiación directa normal (850

W/m2) y la velocidad del viento (5 m/s). Evidentemente estas condiciones de diseño

están relacionadas directamente con el lugar de emplazamiento la central, ya definido

con anterioridad, y son idénticas a las condiciones de diseño tomadas en EOS.

Obviamente son parámetros de entrada que aparecen en ambos programas y por

tanto debemos tomar idénticos valores para que la comparativa sea fiable.

Para estas condiciones de diseño y una vez que ha sido definida la configuración del

campo de captadores y las propiedades de éstos, las propiedades del fluido de

trabajo, pérdidas propias de la central y capacidad de la turbina, SAM genera

automáticamente el número de captadores necesarios, y por tanto, el área exacta que

debería tener el campo solar. Con esas condiciones debe trabajar la central a la

potencia nominal (teniendo en cuenta el tipo de turbina y su potencia nominal de

diseño), sin tener incluido ningún sistema de almacenamiento. La presencia posterior

de un sistema de almacenamiento (dependiendo de su capacidad térmica) influirá

directamente en el grado de sobredimensionamiento de la central con respecto a las

obtenidas en las condiciones de diseño. Aunque no se incluya un sistema de

almacenamiento la central se suele sobredimensionar para asegurar una mayor

cantidad de días pudiendo trabajar en condiciones nominales.

En “Reference Condition (SM=1)” aparece el área del campo solar en el punto de

configuración, y en “Values From other pages ” se muestran valores asociados a tales

condiciones de diseño, las cuales son definidos en otras páginas. Estos valores son el

área de apertura de un captador individual, las pérdidas térmicas en el tubo

absorbedor (HCE) en W/m2, el rendimiento óptico del captador, así como la energía

térmica de entrada al bloque de potencia (turbina de vapor) en tales condiciones.

Por último podemos caracterizar la orientación del captador mediante los dos

parámetros que aparecen: “Collector tilt ” y “Collector azimuth ”. Estos dos

parámetros indican por un lado el ángulo de inclinación del captador (fijado en posición

horizontal 0º) y el ángulo acimutal del captador (fijado nuevamente en 0º haciendo

referencia a un eje de orientación N/S). La variación de estos valores influirá

directamente en las pérdidas por ángulo de incidencia, y por lo tanto modificaría la

configuración de la planta en las condiciones de diseño y a su vez la configuración

final. El ángulo de inclinación del captador no es un parámetro de entrada de EOS

pero en los cálculos internos está considerando esa inclinación (posición totalmente


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horizontal). El eje de orientación tomado en EOS será N/S en las simulaciones, por lo

tanto ambos parámetros serán idénticos.

6.3.1.3 SCA/HCE

En la página actual se va a caracterizar los dos elementos que configuran el

captador de canal parabólico, tanto el espejo reflector de los rayos solares incidentes

(SCA), como el elemento absorbedor de la radiación reflejada (HCE), constituida por el

tubo metálico por el que circula el aceite sintético y el tubo de vidrio protector.

Principalmente se va a caracterizar la geometría del captador, así como sus

propiedades ópticas y térmicas. Éstas últimas van a influir en las pérdidas que se van

a generar en el captador, siendo las principales del campo solar.

Se va a dividir en dos bloques, cada uno describiendo el elemento del captador al que

se refiere. Estos bloques son los siguientes:

� Solar Collector Assembly

� Heat Collection Element

A continuación aparece la gráfica que nos va a mostrar cómo se distribuye tal página,

en la que los parámetros que se incluyen se encargan de caracterizar el captador

globalmente.

Figura 6.3.1.3.1. Propiedades principales del espejo reflector.


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Figura 6.3.1.3.2. Propiedades principales del tubo absorbedor y vidrio protector.

Una vez mostradas las gráficas, voy a realizar una descripción detallada de cada

parámetro.

1. Solar Collector Asembly

Inicialmente debemos elegir el tipo de captador, dentro de una librería que aparece en

la base de datos, y que se despliega abriendo la pestaña “Load SCA from Library ”.

El tipo de captador elegido será Eurotrough ET150 , ya que es el más empleado en

las centrales que se están desarrollando principalmente en España.

Una vez seleccionado, pasamos a describir los parámetros más importantes que lo

caracterizan. Todos aquellos que aparezcan también como datos de entrada de EOS

deberán ser idénticos.

� SCA length: Longitud del captador: 150 m

� SCA Aperture: Longitud de apertura del captador: 5.75 m


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� SCA Aperture Area: Área de apertura del captador: 817.5 m2

� Average focal length: Distancia a la línea focal del captador: 2.1 m

� Incident Angel Mod coeff 1,2,3: coeficientes modificadores del ángulo de

incidencia. Lo usa SAM para calcular el factor modificador del ángulo de

incidencia, que a su vez servirá para determinar la energía absorbida por el

tubo absorbedor y el rendimiento óptico del captador para cada instante de

tiempo.

� Tracking Error and Twist: Factor que contabiliza un error de seguimiento y

precisión del captador en su recorrido siguiendo el movimiento del sol, lo que

deriva en una reducción real de la superficie reflectiva del captador. El valor

que hemos tomado es 0.986.

� Geometric Accuracy: Factor que contabiliza las pérdidas derivadas de la

imprecisión real que presentan los captadores, ya que éstos no son espejos

que describen una parábola perfecta. Se tiene en cuenta también la

interceptación de parte de la radiación por la estructura soporte. . Este factor

estar comprendido entre 0.97-0.98, tomando para nuestro caso concreto el

valor 0.978.

� Mirror reflectivity: Factor que tiene en cuenta el hecho de que el espejo no es

un reflector perfecto, llevando asociado unas pérdidas ópticas intrínsecas.

Hemos tomado como valor de este factor 0.93. Su valor es coincidente con el

parámetro homólogo de EOS que mide la reflectividad de los espejos (ρ).

� Mirros Cleanliness factor: Factor que mide el grado de suciedad de los

espejos, reduciéndose la reflectividad efectiva. Los espejos se suelen limpiar

una vez cada una o dos semanas. Para nuestro tipo de captador seleccionado

el valor que hemos tomado es de 0.9.

� Dust on enevelope: Factor que mide la presencia de polvo en el tubo de vidrio

protector, reduciéndose la transmisividad de éste. El valor tomado para este

parámetro es 1. Este último, junto con el anterior, representa el grado de

ensuciamiento del captador global, el cual si aparece como tal en EOS,


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mientras que en SAM se separa en estos dos parámetros. Para llevar a cabo

una comparativa ideal la multiplicación de estos factores debe ser igual al

“factor de ensuciamiento ” que define EOS. Este factor en EOS toma el valor

0.9 y por este motivo se ha tomado 0.9 y 1 para ambos parámetros.

� Concentrator Factor: Es un factor que se utiliza para ajustar de manera más

real el rendimiento total de un captador, y así no tener que modificar los

anteriores factores de error definidos. Normalmente este parámetro toma por

defecto el valor 1, por lo tanto no suele influir finalmente en el rendimiento del

captador. En nuestro caso el valor se mantendrá en 1.

� Solar Field Availability: Factor que tiene en cuenta la disponibilidad del

campo solar, considerando que puede incluirse posibles reparaciones de

captadores, reduciéndose por tanto el rendimiento final del campo solar. Este

valor se va a fijar en 0.96 de modo que se van a desarrollar unas pérdidas (el

4% sobre la energía total incidente menos las pérdidas por el propio ángulo de

incidencia). Estas pérdidas representan en cierta forma las pérdidas por no

operación de la planta debido a “imprevistos” que se consideran en EOS y que

se fijan en 4 días anuales.

2. Heat Collection Element

Al igual que en la caracterización anterior, el primer paso será elegir, dentro de la

librería de la base de datos, el tipo de conjunto tubo absorbedor-tubo de vidrio. En

nuestro caso tomaremos HCEs/2008 PTR70, Vacuum.

Este tipo de elemento captador se caracteriza por el vacío existente entre la cubierta

de vidrio y el tubo metálico, con el fin de reducir las pérdidas térmicas. Entre todas las

posibilidades hemos tomado este tipo de elemento captador por la combinación

interesante entre elevadas propiedades ópticas y bajas pérdidas térmicas en

comparación con los demás.

A continuación describo todos los parámetros presentes:

� Percent of Solar Field : Porcentaje del campo solar que usa este tipo de

elemento captador. Consideramos que todo el campo solar utiliza este tipo, con

lo cual el valor citado es 1 (este valor aparece por defecto).


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� Bellows Shadowing : Fracción del tubo absorbedor que no recibe radiación

solar debido a la presencia de sombras. Forma parte de lo que se considera en

EOS “factor de interceptación ” junto con los parámetros anteriores “Tracking

Error and Twist ” y ”Geometric Accuracy ”. De esta forma la multiplicación de

estos 3 parámetros de SAM deben coincidir con el “factor de interceptación ”

de EOS (fijado su valor en 0.95). Teniendo en cuenta los dos factores

anteriores, el valor de este último se fija en 0.98513.

� Envelope transmissivity : Este factor mide la capacidad de transmisión de la

radiación solar incidente en el tubo de vidrio que recubre el tubo metálico. Es

un parámetro que tiene su homólogo representado en EOS, con lo cual su

valor debe ser idéntico. Así pues se fija en 0.92935.

� Absorber Absorption : Indica la capacidad de absorción del recubrimiento

selectivo del tubo metálico por el cual circula el fluido de trabajo. Al igual que

en el caso anterior EOS cuenta con un parámetro idéntico, fijándose su valor

en 0.95.

� Unaccounted : Es un factor que utiliza para ajustar de manera más real el

rendimiento total de un HCE, y así no tener que modificar los anteriores

factores de error definidos. Normalmente este valor suele ser 1, por lo tanto no

suele influir finalmente en el rendimiento del conjunto captador vidrio-tubo

metálico. En nuestro caso se opta por mantener fijo este valor.

� Optical Efficiency (HCE) : Rendimiento óptico global de un captador teniendo

en cuenta todo los parámetros presentes definidos, tanto los del espejo

parabólico, como los del tubo metálico almacenador de la radiación solar. Se

obtiene multiplicando todos los factores anteriores (salvo “solar field

availability”). Representa realmente el rendimiento óptico que tendría el

captador sin considerar el efecto del “ángulo de incidencia” y las “sombras de

captadores adyacentes”. Este último término si se tiene en cuenta en EOS en

su programación interna, sin embargo en SAM no se considera (el ángulo de

incidencia si tiene su influencia en las pérdidas ópticas mediante los

coeficientes presentados anteriormente).

A continuación se muestra la ecuación asociada al cálculo de este parámetro:


83


Ec.6.3.1.3.1

FOptEffD,n Optical Efficiency (HCE) for each of the four receivers types.

FSCAFieldError,n The SCA field error factor, which is the product of Tracking Error and Twist, Geometric Accuracy, Mirror Reflectivity, Mirror Cleanliness Factor and Concentrator Factor.

FDustEnvelope,n Dust on Envelope (avg) specified in the SCA parameters above. The same value applies to each of the four receiver types.

FBellows,n Bellows Shadowing for the receiver type n.

FTransmissivity,n Envelope Transmissivity for the receiver type n.

FAbsorption,n Absorber Absorption for the receiver type n.

FUnaccounted,n Unaccounted for the receiver type n.

n The receiver type number (1 through 4)

En EOS su parámetro homólogo sería el obtenido de la multiplicación de los

siguientes parámetros:

a. = 0.780027

b. Factor de ensuciamiento= 0.9

c.

� Optical Efficiency (Weighted ): Rendimiento óptico del campo solar en las

condiciones de diseño. Coincidirá con el rendimiento óptico de un captador, si

consideramos que el 100% de los captadores está trabajando en las

condiciones referidas, y por tanto el porcentaje utilizado del campo solar será

completo. Se definirá tomando valor 1, como es nuestro caso, en la opción

Percent of Solar Field .


84


Al igual que antes vamos a mostrar la ecuación que determina este parámetro:

Ec.6.3.1.3.2

FOptEffD Optical Efficiency (Weighted)

FOptEffD,n Optical Efficiency (HCE) for each of the four receivers

FPercentOfField,n Percent of Solar Field for each of the four receivers

n Receiver number (1 through 4)

� Heat Loss Coeff 0,1,….6 : Coeficientes de pérdidas térmicas que usa SAM

para realizar el cálculo de las pérdidas térmicas por captador individual y las

globales. Estos coeficientes aparecerán en una ecuación que generará tales

pérdidas para cada instante, y en el que la temperatura ambiente será la

variable principal.

� Heat Loss Factor : Factor que contabiliza el porcentaje de captadores del

campo solar que generan tales pérdidas térmicas, gobernadas por la ecuación

que depende de los coeficientes antes citados. Su valor predeterminado es 1 y

será el que vamos a mantener para las simulaciones

� Min windspeed : Representa la velocidad mínima del viento por debajo de la

cual SAM tiene en cuenta tal consideración para el cálculo de las pérdidas

térmicas del elemento captador. El valor establecido por defecto y que vamos a

mantener es 0. Con este hecho la variable “velocidad del viento” no influirá en

el cálculo de las pérdidas térmicas.

� HCE Heat Losses (W/m) : Pérdidas térmicas de un captador por metro lineal

del propio captador, para las condiciones referenciadas. A continuación se

muestra las ecuaciones que gobiernan el cálculo interno de este parámetro.


85


Ec.6.3.1.3.3

QHCELosses (W/m) Receiver Heat Losses

FHeatLossFactor Heat Loss Factor

TSFout (°C) Solar Field Outlet Temperature from the Solar Field page

TSFin (°C) Solar Field Inlet Temperature from the Solar Field page

FA0 ... FA6 A0 Heat Loss Coefficient through A6 Heat Loss Coefficient

nWind (m/s) Reference wind velocity from the Solar Field page

TAmb (°C) Reference ambient temperature from the Solar Field page

� HCE Heat Losses (Weighted W/m) : Pérdidas totales del campo solar por

metro lineal del propio campo, que coincide con las pérdidas por metro lineal

de un captador, siempre y cuando el porcentaje del campo solar que se

considera sea del 100%.

Ec.6.3.1.3.4


86


QHCELossesWeightedW/m (W/m) Thermal Losses per SCA aperture length.

QHCELosses,n (W/m) Receiver Heat Losses for receiver number n

FPercentOfField,n Percent of Solar Field for each of the four receivers

� HCE Heat Losses (Weighted W/m 2): Pérdidas totales del campo solar por

metro cuadrado de éste. Resulta este valor de dividir el anterior entre 5.75 m,

siendo el valor de la apertura del captador con el que vamos a trabajar.

Se muestra a continuación la ecuación.

Ec.6.3.1.3.5

QHCELossesWeightedW/m2 (W/m2 ) Thermal Losses per SCA aperture area.

QHCELossesWeightedW/m (W/m) Thermal Losses per SCA aperture length

ASCAAperture (m2 ) SCA Aperture Area

6.3.1.4 Power Block

En esta sección vamos a definir las características principales del bloque de

potencia, considerando por una parte las características de la planta, más

concretamente de la turbina, y por otra parte los parámetros principales del ciclo de

potencia que se desarrolla con el fin de la producción de energía eléctrica.


87


Así pues, a continuación se muestra una gráfica en la que se podrá observar tal

caracterización del bloque de potencia. Posteriormente se entrará a detallar cada

parámetro implicado en esta sección.

Figura 6.3.1.4.1. Propiedades principales del bloque de potencia.

1. Plant Characteristics

Inicialmente se describe las propiedades nominales o de diseño de la turbina.

� Rated Turbine Net Capacity : Define la capacidad neta de la turbina (45 MW).

� Design Turbine Gross Output : Potencia eléctrica bruta de salida de la turbina.

Su valor suele ser un 110% de la capacidad neta nominal de la turbina. Se usa

en el cálculo de la potencia térmica de diseño de entrada a la turbina, y para el

cálculo energético de la caldera de gas natural de apoyo. Nuestra planta será

de 50 MW de potencia bruta de la turbina, por lo tanto la capacidad neta de la

turbina la situaremos en 45 MW.


88


2. Power Cycle

Inicialmente debemos elegir el tipo de turbina de vapor de nuestra planta, mediante

una librería de tipos de turbina que aparecen en la base de datos, y que puede

seleccionada pulsando “Load From Library ”.

La biblioteca del “tipo de ciclo ” incluye seis turbinas de referencia.

Las turbinas de referencia integran las cinco turbinas de vapor convencionales (ciclo

Rankine) en una gama de tamaños, y una turbina que desarrolla un ciclo de Rankine

orgánico. Las turbinas de ciclo Rankine convencional son similares a las utilizadas en

las plantas de carbón, nucleares o centrales eléctricas de gas natural. En todos estos

casos un intercambiador de calor transfiere la energía del fluido de transferencia para

generar el vapor que mueve la turbina. La turbina de ciclo Rankine orgánico opera

según el mismo principio que la turbina convencional, pero usa un fluido orgánico (en

vez de agua), por lo general butano o pentano para hacer funcionar la turbina.

A continuación se muestra una tabla que asocia cada tipo de ciclo a una serie de

parámetros, como son la temperatura de operación y el tamaño del campo solar

principalmente.

Figura 6.3.1.4.2. Tipos de ciclos de potencia asociados a una serie de variables.

Atendiendo a la tabla anterior he seleccionado el tipo de ciclo de potencia siguiente:

“Cycles/SEGS 30 MWe”. La característica principal que ha hecho decidirme por este

tipo de ciclo ha sido la temperatura de operación (300 - 400 ºC), ya que considera que

se ajusta más a la realidad de la planta. En cuanto a la potencia de la turbina de 50

MW, pese a no estar especificada en la tabla anterior, SAM realiza una interpolación

aproximando la potencia térmica de entrada nominal según esta nueva capacidad

definida.


89


Todos los valores que aparecen son especificaciones de la turbina de referencia

elegida, los cuales son usados por SAM para calcular la producción de potencia

eléctrica.

A continuación describiremos estos parámetros.

� Design Turbine Thermal Input : Potencia térmica nominal de entrada en la

turbina o bloque de potencia. Con este nivel de entrada de potencia, y teniendo

en cuenta el rendimiento máximo, la turbina trabajaría en condiciones

nominales.

Ec. 6.3.1.4.1

� Design Turbine Gross Efficiency : Rendimiento o eficiencia nominal (máxima)

de la turbina. Eficiencia de conversión de energía térmica en eléctrica a través

de la turbina. El valor que aparece por defecto 0.3749 es prácticamente similar

a la turbina utilizada en las simulaciones de EOS (turbina del grupo de

motores).

� Max. Over Design operation : Expresa de forma fraccionada con respecto a

las condiciones nominales la máxima cantidad de potencia térmica a la entrada

de la turbina. Se usa también para el cálculo de la potencia máxima de entrada

a bloque de potencia. En este caso su valor es 1, ya que en EOS no se

considera una sobrecapacidad de la turbina para trabajar por encima de sus

condiciones nominales. Si hubiésemos dejado 1.15 consideramos que la

turbina puede recibir un 15% de potencia térmica por encima de su capacidad

nominal.

hDesignTurbineGross Design Turbine Gross Efficiency

QDesignTurbineGross (W) Design Turbine Gross Output

QDesignTurbineThermalInput (W) Design Turbine Thermal Input


90


� Minimum Load : Expresa de forma fraccionada con respecto a las condiciones

nominales, la mínima carga (cantidad de potencia térmica) a la entrada de la

turbina. Su valor será de 0.25 y marca el mínimo técnico de la turbina. Se usa

para el cálculo posterior de la potencia mínima de entrada al ciclo de potencia.

Influirá directamente en las pérdidas por “mínimo técnico ” que recoge los

resultados finales de SAM, y en consecuencia con la cantidad de energía

térmica final que entra al ciclo de potencia. Esta variable no tiene comparativa

en EOS como parámetro de entrada, aunque sabemos que su valor suele estar

cerca del 25% sobre las condiciones nominales de funcionamiento de la

turbina.

� Turbine Startup Energy : Expresa de forma fraccionada con respecto a las

condiciones de diseño, la mínima carga (cantidad de potencia térmica) a la

entrada del bloque después de un periodo de tiempo en el que no ha estado en

funcionamiento. Su valor es de 0.2 por defecto. Indica realmente la cantidad

mínima inicial de potencia que debe estar entrando en la turbina para que ésta

vaya alcanzando la temperatura idónea para su arranque (durante este periodo

la turbina está parada sin llevar a cabo producción eléctrica). Este parámetro

no aparece en EOS, es decir, no se contempla el arranque inicial de la turbina.

Por este motivo su valor se queda fijo y derivará en unas pérdidas finales por

“arranque de turbina ” que no se tienen en cuenta en EOS.

� Boiler LHV Efficiency : Mide el rendimiento del generador de vapor o caldera.

En nuestro caso será del 97% para hacerla coincidente con el valor definido en

EOS. No podemos confundir con el rendimiento de la caldera de apoyo de gas

natural.

� Max. Thermal Input : Máxima entrada de energía térmica al bloque de potencia

(turbina). La potencia térmica puede llegar al ciclo desde el campo solar o

desde sistema de almacenamiento (o desde ambos a la vez).

Ec. 6.3.1.4.2


91


QtoPBMax (W) Max Thermal Input

QPBDesign (W) Design Turbine Thermal Input

FET(0-4) Turbine Part Load Elec To Therm coefficients

FPBMax Max Over Design Operation

� Min. Thermal Input : Mínima entrada de energía térmica al bloque de potencia.

Estos valores son calculados por SAM para las condiciones de diseño de la

central, teniendo en cuenta el tipo de turbina seleccionado y las características

de la planta.

Ec. 6.3.1.4.3

QtoPBMin (W) Min Thermal Input

QPBDesign (W) Design Turbine Thermal Input

FET(0-4) Turbine Part Load Elec To Therm coefficients

FPBMin Minimum Load

� Turb. Part Load Therm to Elec : Aparecen una serie de factores que

intervienen en dos ecuaciones polinómicas que se encargan de calcular la

potencia térmica máxima y mínima de entrada al ciclo de potencia. La ecuación

como hemos visto se ha definido anteriormente.

� Turb. Part Load Elec to Therm : Factores nuevamente implicados en una

ecuación polinómica, que en este caso se encarga de determinar la cantidad

de energía, en kW·h, de la caldera de apoyo de gas natural.


92


� Cooling Tower Correction : Define el factor de corrección de temperatura para

el cálculo interno de las pérdidas asociadas a la torre de refrigeración (proceso

de condensación del vapor residual a la salida de la turbina).

� Temp. Correction Mode : Define la forma interna de cálculo, según SAM, de

las pérdidas asociadas a la torre de refrigreración-condensador. Si elegimos

“Dry-bulb Basis ” utiliza la temperatura ambiente del archivo climático para el

cálculo del factor de corrección de temperatura que determinará las pérdidas

en la torre de refrigeración. Mientras que si elegimos “Wet-bulb Basis ” SAM

realiza el cálculo interno de las pérdidas en la torre de refrigeración mediante la

determinación de la temperatura de bulbo húmedo, a través de la temperatura

ambiente y humedad relativa que aparecen en el archivo climático.

6.3.1.5 Thermal Storage

En esta sección nos centramos en la caracterización del sistema de

almacenamiento de energía e intercambiador de calor (de sales). También se

describirá algún parámetro relacionado con la caldera de gas natural de apoyo.

A continuación se va a mostrar mediante las figuras 6.3.1.5.1 y 6.3.1.5.2 el interfaz de

caracterización de tal bloque de la planta termosolar.

Figura 6.3.1.5.1 . Pantalla de caracterización del sistema de almacenamiento


93


Figura 6.3.1.5.2. Caracterización del control del almacenamiento y caldera auxiliar.

Parámetros más importantes:

� Equiv Full Load Hours of TES : Capacidad térmica de almacenamiento

expresada en horas (0 y 7.5 h para nuestras simulaciones).

� Storage System Configuration : Se define la configuración del sistema de

almacenamiento, basado en nuestro caso en un sistema de dos tanques de

almacén (two tank).

� Storage Fluid Type : El tipo de fluido de almacenamiento de la energía térmica

es sales fundidas (solar salt). Evidentemente son características coincidentes

con EOS.

� Turbine TES Adj Efficiency , Gross Output : Son unos factores de ajuste que

miden la eficiencia del intercambiador de sales-aceite del sistema de

almacenamiento. Se van a fijar los valores 0.985 y 1.005. La división entre los

dos parámetros mide el cociente entre la máxima potencia térmica que se

puede ceder desde el almacenamiento y la máxima potencia capaz de

absorber la turbina (relación de descarga del sistema de almacenamiento). Tal

cociente (0.985/1.005=0.98) debe coincidir con el rendimiento del

intercambiador de sales definido en EOS, cuyo valor era del 98% (0.98). influirá


94


en el cálculo interno de las pérdidas térmicas en el sistema de

almacenamiento.

� Initial Thermal Storage : Energía almacenada en los tanques de sales fundidas

al inicio de la simulación, es decir, el 1 de enero a la media noche. Su nivel de

forma razonada es nulo (aparece por defecto 0).

� Tank Heat Losses : Pérdidas térmicas en los tanques de sales fundidas. Los

tanques de sales no son perfectamente adiabáticos, produciéndose en ellos

unas pérdidas que se contabilizan con este parámetro. influirá en el cálculo

interno de las pérdidas térmicas totales en el sistema de almacenamiento. Su

valor que aparece por defeco es 0.97 MWt, y con este parámetro realiza el

cálculo SAM de las pérdidas térmicas totales suponiendo que al final de cada

hora de simulación se pierde en el almacén esa cantidad de energía. Si

multiplicamos ese valor por las 8760 horas anuales nos da el valor final de las

pérdidas térmicas en el sistema de almacenamiento (0.97 MWt× 8760 h= 8.497

GW·h de pérdidas térmicas totales). La forma de cálculo es absolutamente

estimativa y alejada de la realidad ya que considera unas pérdidas térmicas

horarias en los tanques constantes (en este caso 0.97 MWt para 7.5 h de

capacidad ya que cuando no hay almacenamiento otorgamos el valor 0 a este

parámetro). En la realidad estas pérdidas dependen del nivel de

almacenamiento instantáneo (en EOS si se aproxima este cálculo más a la

realidad) que vendrá determinado por el propio archivo climático, la capacidad

del sistema de almacenamiento y unos coeficientes de transferencia térmica

que modelen tal flujo energético, entre otros factores.

Nuestra elección por mantener este valor “0.97 MWt” para el caso de

almacenamiento de 7.5 h de capacidad deriva la no existencia de un

argumento razonable para cambiarlo, ya que como he dicho esta fórmula de

cálculo estimativa es muy deficiente.

De todas formas SAM propone una tabla para estimar este valor en función de

la capacidad en horas de los tanques.


95


System Description

Hours of Thermal Storage

0 3 6 9 12 15

100 MW Two Tank Indirect VP-1/Nitrate Salt 0 0.62 0.96 1.23 1.56 1.87

200 MW Two Tank Indirect VP-1/Nitrate Salt 0 1.0 1.61 2.21 2.81 3.56

200 MW Two Tank Direct Hitec Salt 0 0.34 0.64 0.93 1.24 1.52

Figura 6.3.1.5.3. Pérdidas térmicas horarias para una capacidad de los tanques.

� Maximum Energy Storage : Máxima capacidad de almacenamiento de energía

térmica. Se define por la potencia térmica nominal a la entrada al bloque de

potencia, multiplicado por el número de horas de capacidad antes definido.

Ec.6.3.1.5.1

QMaximumStorage (Wh) Maximum Energy Storage

QDesignTurbineInput (W) Design Turbine Thermal Input

NHoursOfStorage (hours) Equiv. Full Load Hours of TES

� Design Turbine Thermal Input : Potencia térmica nominal o de diseño a la

entrada de la turbina o bloque de potencia. Ya ha sido definido anteriormente.

� Max Power to Storage : Máxima potencia térmica capaz de almacenarse en el

proceso de carga de los tanques. Se produce cuando la energía desde el

campo solar supera los requerimientos establecidos de entrada térmica al

bloque de potencia. Este nivel de potencia máxima marcará el límite por

encima del cual se van a generar las pérdidas por exceso sobre el sistema de

almacenamiento y bloque de potencia (exceso de potencia). Este valor

depende del tamaño del campo solar (múltiplo solar) de la siguiente forma:


96


Ec.6.3.1.5.2

Realmente la máxima de entrada de potencia al almacén viene restringida por

la capacidad del intercambiador de sales-aceite y grupo de bombas del sistema

de almacenamiento. En SAM no se tiene en cuenta tal consideración sino que

se marca un límite estimado en función del tamaño del campo solar.

� Max Power From Storage : En el proceso inverso de descarga del sistema de

almacenamiento, la potencia máxima capaz de ceder al fluido de trabajo antes

de introducirse en el bloque de potencia. Se desarrolla cuando la energía

procedente del campo solar es menor o igual que los requerimientos

establecidos de diseño de entrada al bloque de potencia. Su valor viene

determinado por la entrada nominal de potencia térmica al ciclo y el

rendimiento global del intercambiador de sales (98%) definido anteriormente.

En ambos programas la potencia térmica máxima cedida por el

almacenamiento viene limitada por la capacidad máxima (nominal) de entrada

al ciclo.

� Heat Exchanger Duty : Factor de intercambio térmico que mide el cociente

entre la máxima potencia que puede volcarse al sistema de almacenamiento y

la potencia nominal de entrada a la turbina. Aplicado solamente para sistemas

de almacenamiento indirectos que usan un fluido de almacenamiento distinto

del de trabajo del campo solar.

� Fossil Fill Fraction : Con este parámetro y los factores definidos en el módulo

“Power Block ” registrados como “Turb. Part Load Elec to Therm ” se realiza

el cálculo interno de aporte energético necesario por parte de la caldera de gas

natural. En EOS, y siguiendo según la nueva legislación, no se puede generar

más del 15% de la producción eléctrica total derivado del uso de gas natural.

Su uso básicamente consiste en mantener una temperatura mínima del aceite

evitando su congelación y el aporte de la energía necesaria para que la turbina


97


no se tenga que parar en días que no se considere necesario, reduciendo el

número de paradas-arranques. Para la determinación de un valor fiable de este

parámetro hemos realizado una serie de simulaciones en las que se impuso

como condición que en ningún caso simulado se supere el 15% de producción

eléctrica derivado del consumo de gas natural. En éstas se ha ido variando el

valor del parámetro y comprobando los resultados finales. Una vez llevado a

cabo este proceso se ha fijado el valor FF=0. Los resultados muestran una

inestabilidad e incoherencia en el uso de gas natural por parte de SAM.

Normalmente el gas natural sólo aumenta la entrada total de energía al ciclo de

potencia, conllevando directamente el aumento de la producción bruta total; sin

embargo la producción neta se sigue manteniendo en los mismos niveles, casi

inamovibles, con lo cual se pone de manifiesto como casi todo el aporte de gas

natural se vierte en producción de electricidad para autoconsumos de la planta,

siendo este fenómeno algo fuera de toda lógica.

Se ha decidido por tanto realizar las simulaciones en SAM sin considerar el gas

natural y realizando los cálculos asociados de forma externa. Posteriormente

serán detallados estos cálculos.

6.3.1.6 Parasitics

En esta última sección que vamos a analizar, ya que la siguiente no es de

nuestro interés en el desarrollo del proyecto, se define todas las pérdidas derivadas de

autoconsumos eléctricos de los distintos elementos de la planta, ya que parte de la

potencia eléctrica generada se utiliza para alimentar distintas partes de la central.

Primero mostraremos la pantalla donde se caracteriza tales autoconsumos y

posteriormente definiremos los parámetros más importantes.


98


Figura 6.3.1.6.1. Caracterización de los autoconsumos de la central

� Current reference parasitic system : El sistema almacena una librería de

datos de autoconsumos dependiendo del tipo elegido. En nuestro caso hemos

seleccionado “SAM/CSP Trough Parasitics/SEGS VIII Reference “, ya que

como factor más determinante se ha analizado el nivel de autoconsumos,

perteneciendo los niveles más bajos a esta elección.

� Gross Turbine Output : Producción bruta de diseño de energía eléctrica de la

turbina, determinado en la sección de caracterización del bloque de potencia

(50 MWe).

� Solar Field Area : Área total del campo solar, obtenida como el área de diseño

multiplicada por un múltiplo solar. Definida en la sección “Solar Field”.

� SCA Drives and Electronics : Autoconsumos eléctricos derivados del sistema

hidráulico de seguimiento solar y de los sistemas electrónicos de control del

proceso y alarmas. Se mide contabilizando unas pérdidas eléctricas por metro

cuadrado de área del campo solar (MWe/m2).

� Solar Field HTF Pumps : Autoconsumos propios del sistema de bombas del

fluido de trabajo pertenecientes al campo solar. Estas pérdidas se calculan


99


como una función dependiente del área del campo solar (MWe/m2), y sólo se

generan cuando el campo solar está operando.

� TES Pumps : Autoconsumos propios del sistema de bombas del sistema de

almacenamiento térmico. Estas pérdidas se calculan como una función

dependiente de la potencia bruta de salida de la turbina (MWe/MWe). Cuando

simulamos en SAM sin almacenamiento fijamos el valor de este parámetro 0,

ya que en esta situación no hay autoconsumos asociados a este sistema.

� Antifreeze Pumping : Autoconsumos del sistema de bombas del campo solar

que se generan cuando el campo solar no está operando o se encuentra en

funcionamiento nocturno. En talcaso sólo se está manteniendo la temperatura

del HTF por encima del mínimo requerido, con el objetivo de evitar la

congelación de éste. Se calcula como una función del área del campo solar.

� Power Block Fixed : Autoconsumos fijos del bloque de potencia. Se calcula

para las 24 h del día y las 8760 h del año y es función de la potencia bruta de

salida de la turbina.

� Balance of Plant : Pérdidas asociadas a los autoconsumos eléctricos que se

generan en los sistemas auxiliares de toda central termosolar. Estos sistemas

no entran directamente en el bloque de producción de potencia (sistemas de

refrigeración de equipos, sistemas de tratamiento de agua,…). Se calcula

horariamente cuando el bloque de potencia está produciendo a plena carga o

parcial.

� Heater and Boiler : Autoconsumos del generador de vapor cuando se

encuentra operando. Se calcula como una función de la potencia bruta de

salida de la turbina.

� Cooling Towers, Cooling Tower Operation Mode : Autoconsumos asociados

a la torre de refrigeración principal del sistema (condensación del vapor

residual a la salida de la turbina)

� Cooling Tower Operation Mode : Indica el modo de cálculo de las pérdidas

que se producen en la torre de refrigeración del bloque de potencia. En nuestro

caso vamos a definirlo como función de la potencia o carga de entrada al


100


bloque de potencia. Esta decisión deriva del análisis de muchos casos y la

conclusión de que los autoconsumos finales van a ser algo menores.

� Total Design Parasitics : Esta es la suma total de todas las pérdidas eléctricas

derivadas de las distintas partes citadas de la planta y del proceso. Sin

embargo este valor no es utilizado por SAM para realizar ningún tipo de

cálculo, simplemente nos muestra el valor máximo de pérdidas eléctricas que

se daría en un instante en el que coincidieran simultáneamente todas ellas. La

realidad es que las pérdidas eléctricas serán menores en cada instante a este

valor especificado.

A continuación muestro una tabla que recoge las ecuaciones que determinan el valor

de cada una de las pérdidas eléctricas:

6.3.1.6.2. Tabla resumen de autoconsumos de la central

Los autoconsumos de la planta que define SAM se obtienen de un cálculo

independiente del funcionamiento global del simulador; Los coeficientes y factores

presentes en tal cálculo se han fijado de forma experimental analizando los

autoconsumos desarrollados en las plantas SEGS, las cuales son mayores que las

típicas que se están llevando a cabo en España y de ahí el desfase sobre los

autoconsumos reales que se producen en EOS.

Así pues la forma de cálculo de este módulo en SAM deja bastantes dudas y muestra

una clara deficiencia en este aspecto.


101


6.3.2 Simulación y resultados

En la última parte de la descripción de este programa, se va hacer una breve

explicación de cómo se realiza la simulación de la central ya caracterizada, y la

obtención de los resultados.

I. Run all simulations: Seleccionando la pestaña que indica tal opción, SAM

2009 comienza a realizar la simulación de la central de forma bastante más

rápida que EOS, teniendo en cuenta todos los valores de entrada que se le han

introducido en la caracterización de la planta. Una vez finalizada la simulación

aparecerá una serie de gráficas y tablas que muestran los resultados obtenidos

de forma esquemática.

Figura 6.3.2.1. Run all simulations

Figura 6.3.2.2. Gráficas y tablas de resultados


102


II. Configure Simulations: Si quisiéramos realizar una serie de simulaciones

concretas, dentro de una baraja de opciones que nos permite seleccionar

nuestro programa, en esta opción se nos permitiría configurar la que queramos

analizar. Si no acudimos a esta opción y arrancamos la simulación se

obtendrán los resultados básicos de la típica simulación.

Las distintas configuraciones de simulación son:

• Paramétricas

• Sensibilidad

• Optimización

• Estadística

• Sistemas múltiples

• Transporte a Excel

A continuación se muestra la pestaña de selección de esta opción y la pantalla

donde se elige el tipo de configuración.

Figura 6.3.2.3. Configuración de simulaciones.


103


III. Choose base case sliders: Con esta opción podemos cambiar dinámicamente

una variable de entrada, y observar como varían las gráficas y tablas de

resultados obtenidos con respecto a los de la simulación base.

Figura 6.3.2.4. Deslizadores de resultados bases.

IV. Switch to graphs and results viewer: Con esta opción podemos volver

siempre que queramos a la página de muestra de resultados gráficos y de

tablas resumen de la simulación, sin tener que ir continuamente a la opción de

inicio de simulaciones.

Figura 6.3.2.5. Resultados gráficos y tabulados.

V. Export and View Data: Mediante esta opción podemos exportar,

principalmente importante su opción a Excel, todos los datos obtenidos de la

simulación, tanto los referenciados en las gráficas, como la mayoría de las

variables de salida de estudio de la central termosolar, analizando su evolución

horaria, mensual y anual. También nos muestra en la hoja Excel todas las

variables de entrada con las cuales hemos caracterizado la central.

Figura 6.3.2.6. Exportación de resultados de la simulación.

Capítulo 6. Descripción del programa SAM...

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