Nuevos fluidos de transferencia en tecnología cilindroparabólica

Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo Fin de Grado Grado de Ingeniería de la Energía Nuevos fluidos de transferencia en tecnología cilindroparabólica Autor: Juan Manuel Davis Macho Tutor: Cristina Prieto Ríos Dpto. Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2021 3 Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería de la Energía Nuevos fluidos de transferencia en tecnología cilindroparabólica Autor: Juan Manuel Davis Macho Tutor: Cristina Prieto Ríos Profesora Ayudante Doctor Dpto. de Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2021 5 Trabajo Fin de Grado: Nuevos fluidos de transferencia en tecnología cilindroparabólica Autor: Juan Manuel Davis Macho Tutor: Cristina Prieto Ríos El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2021 El Secretario del Tribunal 7 Agradecimientos Me gustaría agradecer a mis compañeros de carrera, los cuales se han convertido en amigos muy especiales, con quienes he creado un vínculo de por vida. Gracias a su ayuda, he podido superar muchos obstáculos a lo largo de estos años y, a su vez, disfrutar de momentos inolvidables en la universidad. A mis profesores, por enseñarme de la mejor forma los amplios conocimientos que he adquirido y, en particular a mi tutora Cristina Prieto, por guiarme, ayudarme y darme la oportunidad de realizar este trabajo. A María, por estar a mi lado en esta última etapa universitaria, confiar en mí, valorarme y acompañarme en tantos momentos duros de estudio. A mi familia, por todo el apoyo e interés que me han dado en todo momento, por estar tanto en los buenos como en los malos momentos. En especial, a mis padres, quienes han sido el pilar fundamental de mi educación. En el mundo científico, existen un conjunto de valores muy importantes como la constancia, el esfuerzo, la humildad y el sacrifico, que me han sabido enseñar desde pequeño, por lo que estoy enormemente agradecido y me siento muy afortunado. Sin ellos, jamás podría haber llegado donde estoy ahora. A mi padre, quien siempre me ha enseñado a no rendirme, a sacrificarme y esforzarme para conseguir todos mis objetivos. A mi madre, por haberme inculcado el gran hábito de estudio tan necesario para realizar esta carrera y por estar conmigo en todo momento. Juan Manuel Davis Macho Sevilla, 2021 9 Ilustración 69. Estructura molecular de HELISOL 5A. 80 Ilustración 70. Vista aérea de la instalación de prueba PROMETEO con la línea de liberación de HTF. (Christoph Hilgert, 2016) 82 Ilustración 71. Serie de fotos tomadas durante la liberación de HELISOL 5A. (Christoph Hilgert, 2016) 83 Ilustración 72. Imagen infrarroja de la prueba de liberación y lectura de temperaturas. (Christoph Hilgert, 2016) 84 Ilustración 73. Formación de hidrógeno a partir de HELISOL 5A a 425 ° C, 450 ° C y 465 ° C. (Christoph Hilgert, 2016) 85 Ilustración 74. Gases disueltos en HELISOL 5A durante la prueba de validación. (Christoph Hilgert, 2016) 86 Ilustración 75. Prueba de llama de mecha. (Christoph Hilgert, 2016) 87 Ilustración 76. Diseño del sistema de la planta con HELISOL 5A. 89 Ilustración 77. Campo solar y propiedades introducidas en SAM de HELISOL 5A. 90 Ilustración 78. Producción eléctrica anual y flujos de cada después de impuestos del proyecto de Modelo B. 92 Ilustración 79. Energía producida y consumida por la red. 93 Ilustración 80. Desglose de consumo de la planta y carga y descarga del almacenamiento térmico. 93 Ilustración 81. Flujo de masa total y temperaturas de salida y entrada del HTF. 94 Ilustración 82. Perfiles de producción eléctrica y descarga de energía mensuales. 95 Ilustración 83. Comparativa de la Cp de ambos varios HTF. (WACKER, 2016) 96 Ilustración 84. Comparación de la inestabilidad y de la degradación entre los HTF en función del tiempo de operación. (WACKER, 2016) 97 Ilustración 85. Efecto visible de la degradación de los fluidos con la temperatura de operación. 97 Ilustración 86. Resultados de la validación del tipo de campo solar en ColSim CSP. (Theda Zoschke, 2018) 98 Ilustración 87. Efecto de la formación hidrógeno en la producción anual eléctrica operando con Therminol VP- 1 y HELISOL 5A. (Theda Zoschke, 2018) 100 Ilustración 88. Formación de H2 en función de las horas de trabajo de los HTF en cuestión. (WACKER, 2016) 100 Ilustración 89. DSC- Mediciones de un DPO / BP puro y una mezcla de DPO / BP + sal fundida. (Christoph Hilgert, 2016) 101 Ilustración 90. DSC-Medición de HELISOL 5A puro y una mezcla de HELISOL 5A + sal fundida. (Christoph Hilgert, 2016) 102 Ilustración 91. Prueba de encendido por pulverización. (Christoph Hilgert, 2016) 103 17 ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. Estructura de la generación eléctrica total en porcentaje de junio y diciembre de 2020. (España, 2021) 14 Tabla 2. Fluidos caloportadores según el rango de temperaturas de utilización. 32 Tabla 3. Propiedades de los HTF más empleados en tecnología cilindroparabólica. 34 Tabla 4. Tabla comparativa de propiedades y sistemas entre DOWTHERM A y Sales Solares. 37 Tabla 5. Propiedades típicas de DOWTHERM A. 48 Tabla 6. Distintas propiedades termodinámicas de DOWTHERM A en líquido saturado en unidades del SI. 51 Tabla 7. Resultados tras la parametrización en SAM, simulaciones de la 1 a la 28. 57 Tabla 8. Resultados tras la parametrización de SAM, simulaciones de la 28 a la 52. 57 Tabla 9. Resultados de la parametrización en Excel. 61 Tabla 10. Tabla de resultados de la simulación con DOWTHERM A y valor actual de los ingresos de PPA. 69 Tabla 11. Producción de energía mensual en un año. 70 Tabla 12. Tabla de datos anuales. 71 Tabla 13. Tabla de datos horarios. 72 Tabla 14. Propiedades termodinámicas de HELISOL 5A. (Prieto, 2021) 80 Tabla 15. Propiedades termodinámicas extendidas de HELISOL 5A. 81 Tabla 16. Formación de gases por degradación de HELISOL 5A. 84 Tabla 17. Resumen de resultados de la simulación con HELISOL 5A y valor actual de los ingresos de PPA. 91 Tabla 18. Comparativa de propiedades termodinámicas entre ambos HTF. 95 Tabla 19. Resultados de la simulación de ColSim CSP. (Theda Zoschke, 2018) 99 Tabla 20. Tabla comparativa final de las simulaciones de ambos modelos en SAM. 104 ÍNDICE DE ECUACIONES Ecuación 1. Área de abertura del colector. 28 Ecuación 2. Razón geométrica. 28 Ecuación 3. Diámetro exterior del tubo absorbedor. 28 Ecuación 4. Rendimiento óptico. 29 Ecuación 5. Área del espejo desaprovechada por la pérdida geométrica. 30 Ecuación 6. Distancia media entre la superficie de la parábola y receptor. 30 Ecuación 7. Coeficiente de transferencia. 33 Ecuación 8. Número de horas de almacenamiento de energía térmica. 38 Ecuación 9. Capacidad calorífica de almacenamiento de los tanques. 39 Ecuación 10. Número de Prandtl. 81 Ecuación 11. Número de Reynolds. 81 Ecuación 12. Fórmula de la entalpía. 81 Ecuación 13. Relación de viscosidades con la densidad. 81 Ecuación 14. Formación de gases por degradación en HELISOL 5A. 85 1 INTRODUCCIÓN 1.1 Antecedentes El aumento del consumo energético en el planeta derivado del crecimiento y desarrollo poblacional del mundo ha provocado una dependencia directa y absoluta hacia las distintas medidas de obtención de energía. Los recursos tradicionales y más usados en la historia son los combustibles fósiles, los cuales son altamente valorados gracias a su transportabilidad, gran capacidad y facilidad de combustión y producción de energía. Estos combustibles no son recursos renovables, ya que, aunque son productos abundantes en el planeta, no pueden ser renovados en un tiempo considerable para que vuelvan a ser consumidos de forma sostenible. Lamentablemente, diversos estudios y evidencias han concluido que las emisiones de gases de estos combustibles a la atmósfera están provocando daños y problemas en el clima global de la tierra, en el medioambiente y en la biodiversidad, lo que se conoce como cambio climático. En consecuencia, debemos cambiar drásticamente nuestra obtención de energía por fuentes más limpias como las energías renovables para poder frenar y mitigar los efectos del cambio climático. La Unión Europea tiene varios proyectos donde promueve planes para plantear una sociedad cada vez más descarbonizada y con menos emisiones de gases de efecto invernadero. En la búsqueda de estos nuevos recursos energéticos, llegan las energías renovables, fuentes de energía a partir de recursos naturales y prácticamente sin emisiones de gases ya que son obtenidos de forma sostenible y descarbonizada como el viento, el sol, el agua de los ríos, embalses, mareas o biomasa. Estas fuentes son totalmente renovables debido a que siguen los ciclos naturales de nuestro planeta y pueden ser de enorme utilidad para obtener energía de forma sostenible y sin emisiones de gases contaminantes a la atmósfera. Las fuentes de energía renovables son capaces de satisfacer demandas de energía puntuales, pero para poder tener un sistema totalmente libre de emisiones, deben tener un mayor desarrollo, potencia, plantas instaladas y una gran interconexión entre ciudades y países para conseguir distribuir energía en periodos donde no haya recurso renovable y sí se produzca en otros puntos geográficos. Debido a esto, vamos a centrarnos en la fuente renovable del recurso solar, en concreto, en las centrales termosolares. Pero antes, debemos distinguir las dos posibles tecnologías que utilizan el recurso solar: la energía solar fotovoltaica y la solar térmica. 1.2 Recurso solar El recurso solar en España tiene un amplísimo potencial y una gran riqueza, ya que nuestro territorio nacional posee una basta superficie donde inciden grandes cantidades de radiación solar, especialmente en el sur, al encontrarse más cerca del Ecuador. Introducción 12 12 Ilustración 1. Mapa de irradiación global horizontal de la Península Ibérica y Baleares. (Anon., 2021) Observamos como debido a la situación geográfica, hay zonas donde existe más irradiación incidente que en otras, como en Andalucía, ya que, debido a su cercanía al ecuador, le incide mayor irradiación anual que en el norte de España, como en Cantabria. La potencia solar está comprendida entre 0 y 1000 W/m2 y la energía media anual en España comprende los 5,1 y los 6,2 kWh/m2. Ilustración 2. Mapa de irradiación global horizontal de las islas Canarias. (Anon., 2021) Para justificar el desarrollo e innovación de estas tecnologías de energías solar, vamos a estudiar la evolución de la generación renovable y no renovable. Podemos ver cómo, del total de la energía producida, se produjo un 44% renovable y 56% no renovable durante el año 2020. 13 Ilustración 3. Porcentaje de energía generada de forma renovable y no renovable en los últimos 5 años. (España, 2021) Como podemos observar, todavía necesitamos mucha más potencia instalada y desarrollo en las distintas tecnologías de energía renovable para poder hacer frente a los retos de transición energética de reducir las emisiones de CO2 y dar paso a una sociedad cada vez más electrificada, con energía limpia y renovable. Debido a ello, es necesario y justificable, la implantación y el estudio de nuevas áreas de obtención de energía renovable, como es el desarrollo de la energía solar térmica de concentración. Más adelante, entraremos en detalle de todo el amplio recorrido de crecimiento que posee. A continuación, analizaremos la evolución de la generación de las distintas fuentes de energía a lo largo del año 2020 y nos centraremos en las tecnologías de energía solar, la solar fotovoltaica y la solar térmica. Ilustración 4. Estructura de la generación eléctrica total en términos de energía y porcentaje en 2020. (España, 2021) Podemos observar la evolución de la generación de energía con todas las fuentes en España, mensualmente para el año 2020. En el caso que nos ocupa, la energía solar fotovoltaica alcanza su pico de generación en julio, con 1902 GWh y su mínimo en enero, con 625 GWh. La energía solar térmica alcanza su máxima generación en julio, con 796 GWh y su mínima generación en diciembre, con 76 GWh. Como se aprecia, hay una gran diferencia de producción de energía entre la solar fotovoltaica y térmica, por lo que ésta última tiene un gran campo de desarrollo y crecimiento ya que la Introducción 14 14 potencia instalada nacional es muy baja en comparación con su gran potencial de obtención de energía. A continuación, vamos a desglosar en detalle la generación eléctrica en dos meses con condiciones climáticas muy distintas y con diferente grado de demanda de energía en España en el año 2020. Estos meses son junio y diciembre. Tabla 1. Estructura de la generación eléctrica total en porcentaje de junio y diciembre de 2020. (España, 2021) El objetivo de esta comparación es apreciar un mes de condiciones favorables y uno de condiciones desfavorables para la producción de energía con tecnologías de recurso solar. Durante el mes de junio, podemos apreciar que la solar fotovoltaica y la térmica, contribuyen un 9,3 y un 3,6 % respectivamente, lo que nos indica que ambas poseen un gran potencial de crecimiento, ya que, en los meses de verano, es cuando más radiación solar incide y España es un país muy rico en recurso solar, por lo es un gran incentivo para aumentar la potencia instalada de esta energía solar. Dicha energía sería la que sustituyera al alarmante 20,8 % de los ciclos combinados o los 11,3 % de cogeneración, ya que son grandes emisores de CO2 y fuentes de combustibles fósiles, precisamente las que debemos de mitigar y sustituir por fuentes de energía renovables y alternativas. En el mes de diciembre, es normal que la producción de energía sea considerablemente menor debido a la escasa radiación que llega a la superficie de la tierra en invierno. Sin embargo, no es excusa para no instalar mas potencia en la energía solar ya que en un futuro se compensará con una mayor producción y desde luego, este déficit de recurso solar puede sustituirse con otras energías de origen renovable como la eólica e hidráulica, que están muy presentes en invierno debido a las condiciones meteorológicas. También debería de apoyarse la generación renovable con energía nuclear, ya que es una fuente energética que no emite CO2, muy fiable y con producción de energía continua, lo que ayudaría en la descarbonización de la energía. Por último, podemos ver la estructura de la generación renovable mensual durante el año 2020 en porcentaje. 15 Ilustración 5. Generación de energía renovable en porcentaje en 2020. (España, 2021) En la imagen se muestra como la mayor aportación de renovable viene de la energía eólica, seguido de la hidráulica, luego la solar fotovoltaica, por la solar térmica y por último, por otras renovables. 1.3 Energía solar fotovoltaica Es una tecnología que es capaz de producir directamente electricidad, mediante flujo de electrones por medio de semiconductores, cuando estos son iluminados por un haz de fotones procedentes de la radiación solar. Esta radiación solar que se aprovecha consta de longitudes de onda cortas, de menos de 1 µm. Los principales elementos de las instalaciones fotovoltaicas son los módulos fotovoltaicos, los cuales pueden ser de distintos materiales, tamaños y tecnología. Destacan los módulos policristalinos, monocristalinos, de Teloruro de Cadmio, los de Silicio Amorfo, entre otros. También pueden existir módulos bifaciales, los cuales consisten en tener incorporados células fotovoltaicas en la parte delantera y trasera del panel, de forma que puede captar la radiación que le llega desde la orientación contraria. Estos módulos son muy útiles si se quiere captar la mayor cantidad de radiación difusa posible proveniente de la parte de atrás del módulo, preferiblemente incorporando algún elemento con alta reflectividad. Los módulos fotovoltaicos se caracterizan diferentes parámetros como el número de células, la potencia de cada módulo, su rendimiento, tolerancia y distintos coeficientes de potencia, temperatura e intensidad, así como parámetros eléctricos como tensiones e intensidades máximas, en circuito abierto o en cortocircuito. Los distintos módulos fotovoltaicos que conforman una instalación están conectados entre sí mediante cables de corriente continua, agrupándose en módulos en serie e hileras en paralelo, lo que conforma el campo solar. Introducción 16 16 Ilustración 6. Campo solar formado por 5 módulos en serie con 3 hileras en paralelo. (Prostar, 2021) Cuando se conectan un conjunto de paneles en serie se denomina hilera o string. Al ocurrir esto, se suman las tensiones de todos los paneles creando una tensión única que funciona para toda la hilera. Cuando se conectan un conjunto de hileras en paralelo, se suman las intensidades de todas las hileras y se mantiene constante la tensión de las hileras. Es muy importante la orientación e inclinación de los módulos ya que estos parámetros determinaran la cantidad de radiación solar que se podrá captar, por lo que se deben hacer un estudio exhaustivo de las condiciones meteorológicas del emplazamiento, dependiendo de su latitud, longitud y recurso solar, para obtener un resultado óptimo para la captación de radiación. En el hemisferio norte, la orientación mas favorable para obtener la máxima radiación solar es la orientación sur, aunque depende de las condiciones del emplazamiento. Las sombras son un factor clave y muy limitante a la hora de producir energía mediante captación solar, ya que, en los paneles fotovoltaicos, un sombreado parcial puede perjudicar a toda la instalación. Los módulos fotovoltaicos pueden tener distintos ejes. Un eje fijo, por lo que el módulo siempre está en la misma orientación e inclinación. Un eje móvil, el cual puede mover y orientar el panel según avanza el Sol en el firmamento, siguiendo su trayectoria. También hay módulos con dos ejes móviles, los cuales hacen un seguimiento un poco mas preciso que los de un eje. Sin embargo, para aplicaciones de autoconsumo o pequeñas instalaciones, es preferible un sistema de eje fijo, ya que, para pequeños consumidores, el coste de instalar seguimiento en los ejes elevará el coste de la instalación y puede perder fiabilidad, ya que puede fallar el sistema de seguimiento y es inviable que el consumidor esté en constante revisión del equipo, por lo que los sistemas de seguimiento solar se prefieren en grandes instalaciones, donde el objetivo principal es captar la mayor radiación solar y existen técnicos y operarios encargados de velar por el funcionamiento de todos los equipos. Los módulos del campo solar van conectados por cables de corriente continua a un equipo denominado inversor, el cual convierte la energía eléctrica procedente de los módulos de corriente continua a corriente alterna, para poder ser distribuida. Algunos parámetros de los inversores son su potencia máxima, su límite por temperatura o “Derating”, su rendimiento y sus intensidades y tensiones máximas admisibles y de cortocircuito. Existen varios tipos de instalaciones fotovoltaicas. Una instalación en una vivienda de autoconsumo y venta de excedente. En ella, los cables de corriente alterna van desde el inversor al cuadro general de protección y mando, y desde el cual, se distribuye la electricidad al contador de la vivienda y a la red eléctrica. 17 Ilustración 7. Instalación típica de autoconsumo actual según RD 244/2019. (APEME, 2021) Si la instalación es una planta fotovoltaica, esta cuenta con varios transformadores a los que les llega la electricidad por cables de corriente alterna desde los inversores. Estos transformadores son necesarios debido a que se debe adecuar la tensión e intensidad de la electricidad producida y gracias a ello, son capaces de distribuir la energía eléctrica a la red eléctrica y a las subestaciones de evacuación. Ilustración 8. Planta solar fotovoltaica Miramundo de 50 MW, Puerto Real, Cádiz. (ISASTUR, 2021) La empresa energética OPDEnergy desarrolló la planta solar fotovoltaica Miramundo en Puerto Real, la cual cuenta con una potencia instalada de 50 MW de potencia y tiene capacidad para garantizar el suministro energético de cerca de 30.000 hogares. La planta, que ocupa una superficie de 111 hectáreas, cuenta con 133.000 módulos fotovoltaicos, alrededor de 1.507 seguidores solares a un eje y 18 inversores fotovoltaicos de 2,5 MVA, así como una subestación y una línea subterránea de 1,3 km para la evacuación de energía a la red general. Se estima que la puesta en funcionamiento de esta planta evitará la emisión de 40.000 toneladas anuales de CO2 a la atmósfera. (Martín, 2021) Si la instalación fotovoltaica se encuentra en una vivienda aislada, donde no es posible tener acceso a la red eléctrica o se prefiere optar por la independencia eléctrica de ésta, serán necesarios equipos auxiliares para almacenar la energía durante breves periodos de tiempo o cuando el recurso solar no este disponible, como en días nublados o de noche. Este mecanismo de almacenamiento de energía son las baterías, las cuales van conectadas al inversor y a un regulador, cuyo objetivo es proteger a la batería de sobretensiones para evitar su posible inutilización y controlar el estado de carga de ésta. Introducción 24 24 sistemas tienen un menor rendimiento que la tecnología de captadores cilindroparabólicos. Ilustración 17. Sistema Fresnel con sus componentes. (Fernando Lara, 2021) Un ejemplo de un sistema de concentración lineal Fresnel en España es el FRESDEMO de PSA. El lazo FRESDEMO es una planta piloto para la demostración de la tecnología de concentración solar denominada “Concentrador Lineal” Fresnel. Esta planta experimental pertenece actualmente al CIEMAT, sin embargo, los grupos Solar Power Group y Man Ferrostaal están autorizados para trabajar y desarrollar nuevos ensayos en la planta junto con los operarios de la PSA. Se trata de un módulo de 100 m de longitud y 21 m de ancho. con una superficie total de espejo primario de 1.433 m2. Este lazo colector está diseñado para la producción directa de vapor a una presión máxima de 100 bar y una temperatura máxima de 450ºC. Ilustración 18. Colector de demostración fresnellineal MAN instalado en la PSA. (PSA, 2021) 25 En la actualidad, este lazo se conecta mediante tuberías a la instalación DISS (Direct Solar Steam) de la PSA, desde donde se le suministra vapor de origen solar a diferentes regímenes de presión y temperatura con el fin de realizar ensayos en tres regímenes de trabajo diferentes: precalentamiento, evaporación y sobrecalentamiento. 1.4.4 Concentración cilindroparabólica La tecnología cilindroparabólica se basa en la captación de radiación solar mediante colectores en forma cilindroparabólica, de forma que pueden concentrar los rayos solares en unos tubos receptores por donde circula un fluido caloportador. La radiación incide y se concentra en los tubos, donde se le transmite energía térmica al fluido caloportador y éste, es bombeado para transferir su calor a un sistema de almacenamiento de energía, el cual es capaz de despacharla para producir vapor y con ello, energía eléctrica. A continuación, se procederá a la descripción detallada y exhaustiva de la tecnología, así como de sus componentes y modo de funcionamiento. 2 TECNOLOGÍA DE CONCENTRACIÓN CILINDROPARABÓLICA 2.1 Campo solar 2.1.1 Colectores cilindroparabólicos En España, podemos encontrar las plantas termosolares de CCP de Extresol 1,2 y 3 situadas en Badajoz. El complejo Extresol está formado por tres plantas termosolares idénticas de 50 MWe, Extresol 1, Extresol 2 y Extresol 3, con captadores cilindroparabólicos SENERtrough, tecnología patentada por SENER. Las tres centrales fueron puestas en marcha en los años 2009, 2010 y 2012 respectivamente. Ilustración 19. Imagen aérea de las tres plantas de Extrosol. (Sener, 2021) Tecnología de concentración cilindroparabólica 26 26 Estas plantas cuentan con la tecnología propia de SENER, el sistema de almacenamiento térmico con sales fundidas, así como el campo solar de captadores SENERtrough. Las plantas cuentan con una superficie de espejos de 510.000 m2, conformando una superficie de 198 hectáreas, con una potencia nominal de campo solar de 262 MWt, capacidad de almacenamiento de 1010 MWht durante 7 horas y una potencia nominal de cada turbina de 50 MWe. Los datos anteriores son unitarios para cada planta y dado que las plantas son idénticas, los resultados totales de las tres plantas serán el triple de los proporcionados. (Sener, 2021) Los colectores cilindro parabólicos (CCP) son captadores solares de concentración, que transforman la radiación solar directa en energía térmica, calentando un fluido de trabajo trabajo o Heat Transfer Fluid. El CCP consiste en un concentrador cilindro parabólico que refleja la radiación solar directa sobre la línea focal de la parábola, en la que se sitúa el receptor, el cual se trata de un tubo absorbedor. Estas centrales son las más extendidas en la actualidad. Ilustración 20. Captación solar y transferencia de calor en los captadores cilindroparabólicos. (Abengoa, 2021) La radiación concentrada sobre el tubo absorbente consigue que el fluido caloportador aumente su temperatura y transmita la energía térmica al intercambiador. La temperatura máxima de operación de la tecnología es de 500 ºC, ya que empieza a no ser rentable a partir de esa temperatura, desde la cual se prefiere trabajar con los sistemas de receptor central. Los sistemas de CCP están formados por cuatro componentes principales: - La cimentación y la estructura soporte. - El reflector cilindro parabólico. - El tubo absorbedor o receptor. - El sistema de seguimiento solar. El tubo absorbedor es colocado justo en el foco del colector, cuyo fluido de transferencia se elige acorde a la temperatura de trabajo del ciclo de potencia. 27 Ilustración 21. Componentes de los captadores cilindroparabólicos. (Abengoa, 2021) El reflector o espejo del colector está compuesto por diversos materiales con el objetivo de maximizar su obtención y reflexión. Ilustración 22. Materiales que constituyen el reflector o espejo de un colector. (Prieto, 2021) Los requerimientos de los receptores deben ser: - Poseer altas propiedades ópticas. - Alta reflectividad y especularidad. - Bajo mantenimiento y coste. - Alta durabilidad y evitar la degradación. Cuanta mayor concentración de rayos en el tubo, mayor transferencia de energía térmica habrá al fluido caloportador y esto dependerá del área de abertura del colector. En el mercado hay gran variedad de colectores con distintas aberturas y se elegirán de acuerdo con las necesitades de la planta. Tecnología de concentración cilindroparabólica 28 28 En las imágenes superiores podemos observar los diferentes parámetros que definen la geometría de un colector cilindroparabólico. - Ia: Longitud del colector. - I: Anchura del colector. - Ac: Área de abertura del colector. 𝐴𝑐= 𝑙 ∗ 𝑙𝑎 Ecuación 1. Área de abertura del colector. - Cgeométrica: La razón de concentración geométrica, es la razón entre el área de abertura o captación del captador y el área total del tubo absorbedor metálico. 𝐶𝑔𝑒𝑜𝑚é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 =𝐴𝑐 𝜋 ∗ 𝑑0∗ 𝑙 =𝑙𝑎∗ 𝑙 𝜋 ∗ 𝑑𝑜∗ 𝑙 =𝑙𝑎 𝜋 ∗ 𝑑𝑜 Ecuación 2. Razón geométrica. - β: Ángulo de aceptancia. Es el ángulo máximo que puede ser creado por dos rayos en un plano transversal a la abertura del captador de manera que intercepten el tubo absorbedor después de ser reflejados por los espejos cilindroparabólicos - do: Diámetro exterior del tubo absorbedor. 𝑑𝑜= 2 ∗ 𝑅𝑜 Ecuación 3. Diámetro exterior del tubo absorbedor. - Ro: Radio del absorbedor. - Ψ: Ángulo de abertura. En el proceso de obtención térmica de la radiación solar directa en los colectores, aparecen una serie de pérdidas, las cuales son: - Pérdidas ópticas: Estas pérdidas están producidas ya que la totalidad de los rayos reflejados no inciden sobre el tubo absorbedor debido a la forma de la parábola del colector. Ilustración 23. Geometría del colector cilindroparabólico. (Prieto, 2021) 29 Ilustración 24. Parámetros determinantes en la pérdida óptica en el colector. (Prieto, 2021) La reflectividad proporcionada ρ está en torno al 94-95%, ya que su máxima reflectividad es 96%, debido a que es la reflectividad de la plata, principal elemento reflectante del colector. Para maximizar la reflectividad y como medidas preventivas, es necesario que los espejos estén limpios, es conveniente limpiarlos entre 1 y 2 veces por semana y es necesario que sea con agua desmineralizada. Debido a que el tubo de acero del receptor se calienta, éste transmite una radiación y para no que no se produzcan pérdidas de calor por convección, el tubo de acero se recubre con un tubo de vidrio y se crea una capa de vacío para minimizar las pérdidas convectivas. Es importante que la transmisividad τ del tubo sea la más elevada posible, entre el 92 y 96% también la absortividad α, entre 90 y 96% y el valor máximo de interceptación γ sea del 95%. Rendimiento óptico: Representa la cantidad de radiación solar directa que incide en el tubo absorbedor respecto a toda la radiación solar directa captada por el colector. El rendimiento óptico podemos calcularlo como el producto de la reflectividad ρ, la transmisividad τ, la absortividad α y la interceptación γ. ƞ = 𝜌 ∗ 𝜏 ∗ 𝛼 ∗ 𝛾 Ecuación 4. Rendimiento óptico. - Pérdidas geométricas: Son aquellas que se crean debido a que la parábola puede deformarse y los rayos no inciden con exactitud en el tubo absorbedor. Éstas pueden producirse por las pérdidas Ilustración 25. Formación de las pérdidas geométricas. (Prieto, 2021) Tecnología de concentración cilindroparabólica 30 30 inherentes al colector y las pérdidas debidas a la posición relativa entre filas de colectores. Ae: Área del espejo que se desaprovecha por el fenómeno de la pérdida geométrica. 𝐴𝑒= 𝑊 ∗ 𝐼𝜃= 𝑊 ∗ 𝑓 𝑚∗ tan (𝜃) Ecuación 5. Área del espejo desaprovechada por la pérdida geométrica. W: Ancho de la parábola. Iθ: Longitud de la pérdida en el extremo del concentrador. f: Distancia focal. fm: Distancia media entre la superficie de la parábola y el receptor. 𝑓 𝑚= 𝑓 + 𝑓 ∗ 𝑊2 48 ∗ 𝑓2 Ecuación 6. Distancia media entre la superficie de la parábola y receptor. Las pérdidas por factor coseno son las pérdidas que se producen cuando el ángulo de incidencia es muy alto, es decir, cuando el Sol se encuentra muy agachado. Existen también perdidas geométricas de bloqueo. Éstas son producidas a causa de que los rayos solares inciden de forma que el colector solar anterior tapa parte de la radiación e impide que le llegue al colector del lazo posterior. Los lazos son el número de líneas de colectores que conforman el campo solar. Ilustración 26. Pérdidas geométricas por bloqueo. (Prieto, 2021) - Pérdidas térmicas: Existen diversas pérdidas térmicas ya que se produce transmisión de calor por los tres mecanismos tanto en el tubo absorbedor como en las tuberías. En el interior del tubo, existe convección forzada ya que el fluido circula con una velocidad determinada. Luego, a través del tubo se produce conducción. Posteriormente, del tubo al vacío se transfiere el calor por radiación. Después, por la zona exterior del tubo se produce conducción y finalmente entre el tubo y el aire exterior existe conducción libre y radiación. Estos diversos mecanismos de transferencia podemos verlos representados en la siguiente imagen con resistencias térmicas entre las zonas anteriormente nombradas. 31 Ilustración 27. Pérdidas térmicas desglosadas por mecanismos de transmisión de calor. Una vez definidas todas las pérdidas térmicas de los colectores, podemos representar el siguiente diagrama de Sankey. Ilustración 28. Diagrama de Sankey. Potencia obtenida de la radiación solar, pérdidas y potencia útil. (Prieto, 2021). (Kalogirou, 2012) Podemos observar como la radiación bruta es la potencia recibida de la radiación solar. Tras producirse las pérdidas ópticas, geométricas y térmicas, obtenemos la potencia útil que es transmitida al fluido caloportador para su aprovechamiento en la planta. 2.2 Fluidos caloportadores Un fluido de trabajo o fluido caloportador, en inglés Heat Transfer Fluid (HTF), es un fluido que se utiliza para captar la energía térmica, la cual es transportada en el fluido mediante tuberías y varios intercambiadores. La energía térmica procedente del HTF es transmitida al vapor de agua mediante varios mecanismos, el cual es convertido en electricidad en el bloque de potencia. (Alonso, 2021) Tecnología de concentración cilindroparabólica 32 32 La selección del fluido caloportador para cada proceso depende de cómo se apliquen sus propiedades. En la industria solar ya existen en modo comercial los aceites minerales, aceites sintéticos, silicona, sales solares, metales líquidos y nuevas sales que están en desarrollo. El diseño, operación y mantenimiento de las plantas solares dependen directamente del fluido caloportador empleado. El fluido caloportador puede ser o no el fluido de almacenamiento, del cual hablaremos más adelante. El fluido de transferencia es independiente de la tecnología, pero en un rango de temperaturas, los fluidos que trabajan entre como máximo entre 400 y 450ºC se usan en la tecnología en cilindro parabólico, y para temperaturas más altas, se trabajan con sistemas de receptor central de torre. Las características principales de los fluidos caloportadores son: - Rango de utilización: El cual debe ser lo más elevado posible, permitiendo maximizar la eficiencia del ciclo de potencia y debe de tener una limitación indirecta a través de la presión de saturación. Según el rango de temperaturas, los diferentes fluidos caloportadores empleados en las centrales solares son: Rango de temperaturas de utilización Fluidos caloportadores > 400ºC Gases de combustión, vapor recalentado, aire, sales y metales fundidos. 400ºC – 200ºC Gases de combustión, vapor recalentado, aire y fluidos caloportadores orgánicos. 200ºC – 50ºC Vapor saturado, agua, agua sobrecalentada y aire. 50ºC – 0ºC Agua y aire. 0ºC – -30ºC Salmueras, glicoles, freones, NH3, SO2 y CO2 -30ºC – -100ºC Metano y propano. < -100ºC Aire líquido, H2 y N2 Tabla 2. Fluidos caloportadores según el rango de temperaturas de utilización. - Estabilidad térmica: Si se producen fenómenos a alta temperatura, puede haber roturas de enlaces por descomposición. A su vez, puede producirse un deterioro fisicoquímico al variar la composición del HTF, debe evitarse el contacto con el oxígeno en los fluidos inflamables y no es recomendable sobrepasar la temperatura de cracking, la cual depende de cada fluido. - Viscosidad: La viscosidad es un parámetro importante, ya que se reduce la pérdida de carga si ésta es baja, lo que implica que se disminuya el tamaño del equipo de bombeo o el diámetro de la red de transporte y tuberías, en conclusión, una disminución del coste de bombear el HTF. A su vez, una baja viscosidad también favorece al arranque de la instalación en unas condiciones de temperatura ambiente. Además, es un factor importante en el ahorro energético ya que basta un pequeño calentamiento para reducir el consumo de energía en el transporte del HTF. - Conductividad térmica: Una alta conductividad favorece la transferencia de calor y reduce los gradientes de temperatura en la 33 capa límite del fluido. Este parámetro es uno de los más importantes en los procesos donde no se produce un cambio de estado. Las conductividades son muy variables y dependen de cada fluido. - Coeficiente de transferencia o de transporte: Nos indica la cantidad de calor que almacena el fluido en una unidad de volumen por cada grado de diferencia térmica o de temperaturas. Éste es el producto del calor específico a presión constante por la densidad del fluido. 𝐶𝑡= 𝑐)𝑝=𝑐𝑡𝑒 ∗ 𝜌)𝑝=𝑐𝑡𝑒 (kcal/m3 ºC) Ecuación 7. Coeficiente de transferencia. Un elevado coeficiente de transferencia permite transportar mayor energía térmica con menos volumen de fluido, por lo que el tamaño de la red de transporte se reduce. - Agresividad frente a los materiales: Se deben evitar los HTF que sean agresivos contra los materiales de las tuberías, válvulas, diversos equipos, etc…Las sales y metales fundidas son altamente corrosivos a altas temperaturas. - Punto de inflamación y temperatura de autoignición: El punto de inflamación es la temperatura por encima de la cual se puede producir una inflamación del HTF en contacto con una llama y un oxidante, debido a la evaporación de volátiles. La temperatura de autoignición es la temperatura a partir del cual se produce la ignición espontánea del fluido y ésta fija la temperatura de utilización del fluido. - Toxicidad: Los HTF empleados deben ser respetuosos con el medioambiente, tanto para evitar la contaminación de suelos, ríos o zonas de agua y aire. A su vez, deben evitar la toxicidad tanto para animales como para personas. Si se manejan fluidos tóxicos, se debe extremar la estanqueidad en los procesos de llenado y vaciado y se debe de tener en cuenta la normativa vigente. - Dilatación: La dilatación influye en el dimensionado del vaso de expansión y/o el depósito de almacenamiento ya que, dependiendo de ella, se requerirá más espacio para el almacenamiento o transporte del fluido y suele ser importante a la temperatura de trabajo del HTF. En definitiva, el fluido caloportador ideal debería de cumplir con las siguientes propiedades: Un punto de fusión bajo, punto de ebullición elevado, alta estabilidad térmica, baja presión de vapor a elevadas temperaturas, baja corrosión con aleaciones metálicas, mínima viscosidad, alta conductividad y capacidad calorífica para almacenar la energía. A continuación, se mostrarán algunas propiedades de los HTF más empleados en la tecnología cilindroparabólica en una tabla comparativa: HTF Temperatura máxima (ºC) Capacidad calorífica (J/kg/K) Conductividad térmica (W/m/K) Volumen específico por capacidad térmica (kWh/m3/K) Coste Aceite mineral 300 2600 0.12 0.55 Bajo Aceite sintético 400 2300 0.11 0.57 Alto Aceite de silicona 430 2100 0.1 0.525 Alto Tecnología de concentración cilindroparabólica 40 40 venteo va a un condensador para que se condense y retorne el aceite al tanque de expansión que haya quedado en el venteo. Después hay un segundo condensado donde se recogen los gases contaminantes de bajo peso molecular, los cuales son almacenados, vendidos o transportados fuera de la instalación. Lo poco que no se haya podido condensar va a unas cámaras de carbón activo que los limpian y así a la atmósfera solo se expulsa nitrógeno. Esto es lo que se conoce como el sistema de Ullage y de regeneración. Ilustración 32. Sistema de Regeneración y de Ullage en planta CSP. (Prieto, 2021) 2.6 Sistema de nitrógeno El sistema de nitrógeno garantiza el nitrógeno de la planta, inertiza el sistema evitando la oxidación y el cracking. El nitrógeno puede producirse en planta si está alejada o si hay algún punto de acceso cerca, puede ser comprado. A continuación, podemos observar una ilustración del tanque de nitrógeno: Ilustración 33. Tanque de Hidrógeno en planta CSP. (Prieto, 2021) 41 2.7 Bloque de potencia El bloque de potencia es el sistema que se encarga se transformar la energía obtenida en forma de calor en energía eléctrica. Para ello, se utiliza un ciclo termodinámico, en concreto, el ciclo Rankine. Está destinado a la producción de vapor para el ciclo de potencia, auxiliares y sellos. Ilustración 34. Diagramas T-s y h-s del ciclo Rankine. (Anon., 2016) El ciclo Rankine es una adaptación del ciclo teórico de Carnot. El ciclo Rankine consta de cuatro etapas: 1- El fluido en forma de vapor recalentado se expande a la turbina de forma isentrópica (a la misma entropía). 2- Tras la expansión, se obtiene vapor húmedo que condensa completamente por el paso de la turbina hasta llegar a líquido saturado. En este proceso, se cede el calor residual al ambiente a presión constante en el condensador. 3- El líquido saturado es comprimido por una serie de bombas, elevando su presión y temperatura, de forma isentrópica. 4- El fluido vuelve a ser recalentado, aportándole calor a presión constante para volver a la entrada de la turbina y reiniciar el ciclo. Su finalidad es convertir el calor del fluido caloportador en forma de trabajo, en nuestro caso electricidad. Una caldera produce vapor de agua, el cual se evapora y condensa para así ser turbinado, donde se expande y genera trabajo mecánico en su eje, que está unido a un generador eléctrico, que produce la electricidad. El vapor a baja presión que sale de la turbina se introduce en el condensador, donde el vapor se condensa y cambia al estado líquido. Tras esto, una bomba se encarga de aumentar la presión del fluido en fase líquida para volver a introducirlo nuevamente en la caldera, cerrando de esta forma el ciclo. Sus componentes principales son, un precalentador, un evaporador, un condensador, una turbina, un sobrecalentador y/o recalentador. En la siguiente imagen podemos apreciar la disposición del campo solar, formado por los colectores cilindroparabólicos. A continuación, encontramos el almacenamiento térmico, formado por un intercambiador que permite el traspaso de energía térmica del HTF al fluido de almacenamiento, y los dos tanques de almacenamiento TES, uno frío y el otro caliente. Finalmente, podemos observar el ciclo de potencia, formado por los componentes nombrados anteriormente. Tecnología de concentración cilindroparabólica 42 42 Ilustración 35. Ciclo de Potencia de una planta CSP con almacenamiento térmico. (Cabrerizo, 2017) 2.8 Modo de operación El modo de operación en las plantas CSP es el siguiente: Durante el día, el campo solar recibe la radiación procedente del Sol, la cual calienta el HTF en el interior de los tubos receptores de los colectores cilindroparabólicos. El HTF caliente puede ser bombeado hasta el intercambiador, donde transmite la energía calorífica al fluido de almacenamiento (MS: Molten Salts), el cual viaja hasta los tanques de almacenamiento caliente y frío, o ir directamente al ciclo de potencia para producir electricidad. Posteriormente, el HTF frío retorna a los tubos receptores para volver a ser calentado y así reiniciar el proceso. Ilustración 36. Modo de operación diurno. (Prieto, 2021) 43 Por otro lado, durante la noche, se produce la descarga del fluido de almacenamiento de los tanques de almacenamiento, donde se convierte la energía calorífica almacenada en los tanques, produciendo energía eléctrica, para su uso, distribución y venta durante la noche o periodos sin luz solar, con el fin de suplir la demanda energética y generar más beneficio al ser una hora de demanda pico. Ilustración 37. Modo de operación nocturno. (Prieto, 2021) 2.9 Usos de nuevos fluidos caloportadores en las plantas cilindroparabólicas Para conseguir que las centrales termosolares cada vez contribuyan más a la generación de energía limpia y renovable de nuestro país y sean más competitivas en el mercado eléctrico, es necesario seguir investigando en su desarrollo. Uno de los objetivos clave es conseguir operar con fluidos caloportadores más eficaces y con mejores propiedades, ya que son vitales para una buena transmisión del calor y del aprovechamiento del recurso solar, de forma que las plantas de CCP puedan maximizar su producción y reducir sus costes. Los aceites térmicos son los líderes actuales en cuanto a HTF, sin embargo, presentan varias desventajas frente a otros novedosos fluidos caloportadores que podrían sustituirlos, como su toxicidad, punto de congelación, rango de operación, entre otros. En este trabajo, nos centraremos en un innovador fluido de transferencia derivado de la silicona, el HELISOL 5A, el cual se detallará más adelante y se comparará con los aceites actuales. Se describirán de la mano de artículos e investigaciones, sus propiedades de transmisión de calor, de toxicidad y seguridad, ignición, formación de gases, degradación, pruebas internacionales en diferentes emplazamientos y finalmente, se realizarán 2 modelos simulados de plantas CCP con ambos fluidos caloportadores, dejando el resto de las condiciones iguales, de forma que se pueda apreciar y comparar los resultados del uso de un HTF u otro. El programa empleado para realizar estas simulaciones es SAM, el cual se explica a continuación. Introducción a System Advisor Model (SAM) 44 44 3 INTRODUCCIÓN A SYSTEM ADVISOR MODEL (SAM) System Advisor Model o SAM (NREL, s.f.) es el programa gratuito que se va a emplear para la comparativa entre los dos fluidos caloportadores que se analizarán. Se trata de un modelo de asesor de sistemas, un modelo de software tecnoeconómico gratuito creado por el Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) de los Estados Unidos, el cual facilita la toma de decisiones para los profesionales de la industria de las energías renovables como: - Gerentes de proyectos e ingenieros - Analistas de políticas - Desarrolladores de tecnología - Investigadores SAM puede modelar diversos tipos de sistemas de energía renovable: (NREL, 2021) - Sistemas fotovoltaicos, desde pequeñas azoteas residenciales hasta grandes sistemas a gran escala. - Almacenamiento de baterías con baterías de iones de litio, plomo-ácido o de flujo para aplicaciones delante o detrás del medidor. - Sistemas de energía solar de concentración para la generación de energía eléctrica, incluidos colectores cilindroparabólicos, torres de energía de receptor central y Fresnel lineal. - Calor de proceso industrial de sistemas cilindroparabólicos y lineales Fresnel. - Energía eólica, desde turbinas individuales hasta grandes parques eólicos. - Sistemas de mareas y olas de energía marina. - Calentamiento solar de agua. - Celdas de combustible. - Generación de energía geotérmica. - Combustión de biomasa para generación de energía. - Sistemas fotovoltaicos de alta concentración. Los modelos financieros de SAM son para los siguientes tipos de proyectos: - Proyectos residenciales y comerciales donde el sistema de energía renovable está en el lado del cliente del medidor de servicio eléctrico (detrás del medidor), y la energía del sistema se usa para reducir la factura de electricidad del cliente, por lo que se compra y vende la energía a tarifas minoristas, para usos residenciales y comerciales. - Proyectos de acuerdos de compra de energía (PPA) en los que el sistema está conectado a la red en un punto de interconexión y el proyecto obtiene ingresos a través de las ventas de energía. El proyecto puede ser propiedad y estar operado por un solo propietario o por una sociedad que implique un acuerdo de inversión o arrendamiento posterior. - Propiedad de terceros, cuando el sistema está instalado en la propiedad del cliente o host y es propiedad de una entidad separada, el cual recibe una compensación por la energía generada por el sistema a través de un PPA o un contrato de arrendamiento. Según el modelo seleccionado, el programa introduce unos parámetros por defecto, los cuales pueden ser modificados por el usuario en función de su criterio o de la finalidad del proyecto. En todo 45 modelo hay unas variables de entrada, llamadas “inputs”, en las que se deberán introducir datos como la ubicación del proyecto, tipos de equipos de la instalación, incentivos, sistema de control, capacidad de almacenamiento, etc… los cuales se expondrán posteriormente con detalle. Cabe resaltar que SAM emplea modelos de sistemas de energías renovables basados en “TRNSYS” o TRansient SYstem Simulation, el cual es un simulador de sistemas transitorios, un software basado en gráficos flexibles que se usan para simular el comportamiento de los sistemas transitorios (TRNSYS, s.f.) y gracias a esto, permite la lectura y escritura de datos de archivos en diferentes programas y lenguajes de programación como: - MATLAB - Excel - Python - C ++ - Java - JSON La actualización de SAM empleada en el proyecto ha sido el SAM 2020.11.29. 4 MODELO A. PLANTA CON DOWTHERM A 4.1 Descripción de la planta con aceite térmico como HTF A continuación, procederemos a realizar las simulaciones de las 2 plantas termosolares, empezando por el Modelo A, el cuál trabaja con el aceite térmico DOWTHERM A. Ambos modelos están emplazados en la provincia de Sevilla y contarán con una potencia de 50 MWe. Uno de los objetivos principales de la tecnología CSP es cubrir la demanda de producción de energía eléctrica principalmente nocturna, gracias a su sistema de almacenamiento. La planta contará con 4 colectores y 4 receptores, descritos posteriormente. La temperatura del aceite térmico estará entre los 293 y 391ºC y trabajará operará con un ciclo Rankine de potencia, con presión de 100 bares y con enfriamiento húmedo. Todos estos parámetros serán desglosados en sus respectivos apartados. 4.1.1 Descripción de DOWTHERM A Procedemos primero a analizar el fluido caloportador más empleado en las centrales solares de concentración cilindroparabólicas, los aceites térmicos. Se tratan de una mezcla eutéctica de hidrocarburos sintéticos, formado por 73,5% bifelino (C12H10) y 26,5% óxido difelínico (C12H10O). Modelo A. Planta con DOWTHERM A 46 46 Ilustración 38. Composición química del aceite térmico. (Prieto, 2021) Estos compuestos tienen prácticamente las mismas presiones de vapor, por lo que la mezcla se puede manipular como si fuera un solo compuesto. Las áreas clave de enfoque a la hora de trabajar y elegir un fluido caloportador como el aceite térmico son: funcionamiento y diseño de la caldera, prevención de contaminación química y la oxidación del fluido con el aire. - Funcionamiento y diseño de la caldera: Un diseño ineficiente o mal funcionamiento de la caldera puede causar un sobrecalentamiento que resulte en una temperatura de degradación excesiva del fluido. Algunas áreas problemáticas que deben evitarse incluyen: o Impacto de la llama o Operar la caldera por encima de su capacidad nominal. o Modificación de la mezcla de aire y combustible para reducir la altura y el patrón de la llama. o Baja velocidad / alto flujo de calor en áreas que resultan en transferencia de calor excesiva en temperaturas de película. - Contaminación química Una preocupación principal con respecto a los contaminantes químicos en un fluido caloportador es su relativamente pobre estabilidad térmica a temperaturas elevadas. La degradación térmica de los contaminantes químicos puede ser muy rápida ya que puede llevar a ensuciar superficies de transferencia de calor y corrosión de los componentes del sistema. La severidad y la naturaleza de la corrosión dependen de la cantidad y el tipo de contaminante introducido en el sistema. Otro punto para considerar puede ser si existe una fuga en el campo solar del aceite. Debido a que el fluido entra a 280ºC durante el día y sale a 390ºC durante la noche, se produce un cambio de volumen, el cual se almacena en el tanque de expansión. Cuando el aceite se almacena y sube el volumen, el tanque ventea a la atmósfera y entran gases. El oxígeno es un contaminante del aceite por lo que se usa un gas inerte, como el nitrógeno, ya que no puede entrar oxígeno para evitar que se produzca la oxidación del aceite y así impedir que se formen mezclas inflamables. Este proceso se denomina atmósfera inerte. En el fluido se produce degradación debido a la contaminación del aceite. Ésta se produce cuando un fluido con menor estabilidad térmica es adicionado como agua o fluidos hidráulicos. El resultado de la contaminación es la cavitación de las bombas del HTF. La contaminación también puede venir de un punto de mayor presión de operación que suele producirse en el generador ya que por él puede entrar agua al existir una fuga y al evaporarse, provoca la cavitación en las bombas. 47 - Oxidación del aire Los fluidos de transferencia de calor orgánicos que operan a temperaturas elevadas son susceptibles a la oxidación del aire. El grado de oxidación y la velocidad de reacción dependen de la sustancia química y estructura del fluido caloportador, así como la temperatura y el grado de mezcla. Los subproductos indeseables de esta reacción pueden incluir ácidos carboxílicos que probablemente resulten en problemas operativos del sistema. Deben tomarse medidas preventivas para asegurar que el aire se elimine del sistema antes de llevar el calor transferido al fluido hasta las temperaturas de funcionamiento. Se debe mantener una manta de gas inerte a presión positiva en todo momento en el tanque de expansión durante el funcionamiento del sistema. La oxidación provoca la formación de ácidos carboxílicos como los lodos, los cuales provocan que se obstruyan los filtros, se erosionan las bombas, hay depósitos en los asientos de válvulas, son catalizadores de la reacción de oxidación y se reduce el punto de inflamación. Otro parámetro para tener en cuenta en los aceites térmicos es la degradación térmica. - Degradación Es importante que el aceite no tenga ningún componente metálico, como el cobre, porque podrían catalizar una rotura. También se produce degradación por temperatura o cracking, en especial a partir de los 400ºC, ya que se rompen los anillos de bifelino y del óxido difelinico. Esto provoca que se produzcan sustancias tóxicas como carbón, hidrocarburos de bajo peso molecular (low boilers) e hidrocarburos de alto peso molecular (high boilers). Muchos de los hidrocarburos de bajo peso molecular se quedan en fase gaseosa y pueden provocar cavitaciones y bajada del punto de inflamabilidad. Los productos pesados afectan en la viscosidad del fluido ya que será mucho más viscoso (una variación del 15% respecto al valor original de considera aceptable) y se producirán problemas de bombeo y deposiciones, por lo que habrá ensuciamiento en los intercambiadores de calor de la instalación, por lo que la transferencia de calor disminuirá y habrá más perdida de carga. La degradación térmica se da en el borde de los tubos donde está la zona más caliente y en la caldera auxiliar. Como el fluido corre el riesgo de que se congele, suele haber una caldera auxiliar para que no baje de los 12ºC, la cual es la temperatura de congelación. La temperatura de la capa limite debe de ser lo más baja posible y es necesario reducir su espesor usando flujo turbulento, por eso el caudal que se transporta en el campo solar y en los lazos tiene que mantenerse en flujo turbulento y la pérdida de carga ha de ser baja. 4.1.2 Propiedades DOWTHERM A El aceite térmico seleccionado para el estudio es el DOWTHERM A, del fabricante The Dow Chemical Company. A continuación, se describen brevemente las propiedades del fluido. (Compamy, 1997) Modelo A. Planta con DOWTHERM A 48 48 Tabla 5. Propiedades típicas de DOWTHERM A. DOWTHERM A se puede usar en sistemas que emplean fase líquida o fase vapor. Su rango de aplicación habitual es de 15 ° C a 400 ° C, y su rango de presión es de atmosférico a 10,6 bar. Ha sido empleado en sistemas de transferencia de calor en la industria desde hace más de 60 años y es el producto preferido para un amplio rango de aplicaciones de transferencia de calor indirecta. Al ser una mezcla eutéctica, es más estable en su punto de solidificación frente a otros componentes independiente. No se descompone fácilmente a altas temperaturas, se puede utilizar de forma eficaz tanto en sistemas de fase líquido o vapor, aunque posee una presión de vapor alta, por lo que el sistema deberá de estar presurizado. Procederemos a describir más exhaustivamente las propiedades termodinámicas y químicas de DOWTHERM A y posteriormente, se plasmarán en una tabla para visualizarlas mejor. - Viscosidad La viscosidad de DOWTHERM A es baja y solo cambia ligeramente entre el punto de fusión del producto y su funcionamiento superior la temperatura. Como resultado, se minimizan los problemas en la puesta en marcha. La baja viscosidad en todo el todo el rango operativo da como resultado una transferencia de calor muy eficiente y, por tanto, puesta en marcha adecuada y reducción de los problemas de bombeo. - Transferencia de calor El fluido puede usarse en aplicaciones de transferencia de calor en fase vapor desde 257 °C a 400 °C y en fase líquida desde 15 °C hasta 400 °C, el cual es su rango de aplicación habitual. Su presión de vapor es de 0,24 bar a 200 °C y 10,6 bar a la temperatura máxima recomendada de uso, la cual es de 400 °C. Posee un punto de congelación de 12 °C y puede ser usado sin sistema de traceado de 49 vapor en instalaciones protegidas de la intemperie. La temperatura de película máxima recomendada es de 425 °C y posee una estabilidad térmica hasta temperaturas de 400 °C. - Radiación En cuanto a la radiación, el fluido es estable hasta dosis de 1.010 rads. A dosis más altas, comienza a ocurrir una polimerización similar a la degradación térmica. - Corrosión DOWTHERM A, tanto en forma líquida como en forma de vapor, no es corrosivo para los metales y aleaciones comunes. Incluso en altas temperaturas, los equipos generalmente exhiben un excelente servicio vida y muchos de los sistemas todavía se utilizan después de 30 años de servicio continuo. El acero es el material más predominante, aunque son aceros de baja aleación como aceros inoxidables. La mayoría de los problemas de corrosión son causados por productos químicos introducidos en el sistema durante la limpieza o por fugas del proceso. La severidad y la naturaleza del problema dependerá de las cantidades y tipo de contaminación involucrado. - Inflamabilidad DOWTHERM A es un material combustible, pero tiene punto de inflamación relativamente alto, de 113 ° C, un punto de ignición de 118 ° C, y una temperatura de autoignición de 599 ° C. El límite inferior de inflamabilidad es 0,6% (volumen) a 175 ° C, mientras que el límite superior es 6,8% a 190 ºC. Una fuga en el sistema de vapor a la cámara de combustión de un horno resultaría únicamente en la quema de los vapores. El porcentaje de dióxido de carbono normalmente presente no permitirá la formación de una mezcla explosiva. Otra fuga en el sistema de líquido al compartimiento de un horno daría como resultado la quema del líquido y la producción de una gran cantidad de humo negro debido a una combustión incompleta. Los vapores de DOWTHERM A no representan un peligro de inflamabilidad grave a temperatura ambiente porque la concentración de saturación está muy por debajo del límite inferior de inflamabilidad. Si se usan y mantienen adecuadamente, las instalaciones que empleen DOWTHERM A no deben presentar riesgos de inflamabilidad inusuales. - Consideraciones para la salud o Inhalación. Los estudios en animales indican que el fluido DOWTHERM A tiene un orden bajo de toxicidad por inhalación. Estudios limitados en ratas, conejos y cobayas no mostraron efectos significativos de exposiciones de 7 a 10 ppm, 7 horas al día, 5 días a la semana durante 6 meses. Estas fueron las concentraciones de vapor más altas que se pudieron mantener sin condensación ni empañamiento. DOWTHERM A tiene un olor llamativo que se vuelve bastante desagradable, incluso irritante para los ojos y la nariz, en concentraciones por debajo de 7 ppm. o Ingestión. La administración oral de DOWTHERM A a ratas de laboratorio ha revelado un bajo orden de toxicidad sistémica. Estudios limitados no muestran toxicidad significativa en ratas que recibieron dosis orales diarias, 5 días a la semana durante 1 a 6 meses, de 100 mg / kg de líquido DOWTHERM A. Se observaron efectos hepáticos y renales a dosis más altas. o Contacto visual. Modelo A. Planta con DOWTHERM A 56 56 4.2.2 Análisis paramétrico y diseño del sistema Para introducir las dimensiones del campo solar existen dos métodos para determinarlas, mediante el área del campo solar en m2 o mediante el múltiplo solar. El múltiplo solar es considerado como el exceso de campo solar en relación con el que se requeriría para llegar a la potencia nominal. Un aumento del campo solar conlleva un incremento en la producción de energía eléctrica, sin embargo, un aumento excesivo podría generar un campo solar sobredimensionado, lo cual implicaría más costes asociados y la captación de una energía térmica más elevada de la que el bloque de potencia podría transformar, por lo que sería una energía en forma de vertido y, además, el LCOE se vería perjudicado debido a que los costes de implementación irían aumentando más que la generación de la planta. Para hallar el óptimo múltiplo solar, recurrimos a la función de “Parametrics”, cuyo objetivo es realizar un análisis paramétrico comparando distintas variables y así obtener el múltiplo solar más eficiente. En “Parametrics” debemos introducir en la variable de entrada “Inputs” fijado como el múltiplo solar y en “Outputs”, las cuales son las variables de salida, determinaremos los parámetros que mejor definan la eficiencia y competitividad de la planta. Elegiremos un rango de múltiplo solar entre 1 y 4, con variaciones de 0,25, para así tener más precisión. A su vez, también realizaremos una parametrización para hallar el número de horas óptimas de almacenamiento térmico, entre las que se escogerán un rango de entre 3 y 6 horas, ya que son los valores en las que operan las plantas de CSP con almacenamiento térmico en nuestra localización de Sevilla, y se irá incrementando en 1 hora para realizar las simulaciones. El resultado de la parametrización nos dará el diseño más eficiente de una planta según su múltiplo solar y número de horas de almacenamiento. Ilustración 45. Rango de múltiplo solar y número de horas de almacenamiento a simular. Las variables de salida más importantes en general para determinar una planta eficiente y competitiva serán el LCOE nominal (existe también el LCOE real, el cual tiene en cuenta la variación del dólar) cuya unidad viene en céntimos de euro/kWh, el factor de capacidad de la planta, medido en porcentaje % y la producción eléctrica anual neta medida en kWh. Introducimos estos parámetros en las variables de salida y procedemos a la simulación. Tras la simulación, obtenemos los siguientes resultados: 57 Tabla 7. Resultados tras la parametrización en SAM, simulaciones de la 1 a la 28. Tabla 8. Resultados tras la parametrización de SAM, simulaciones de la 28 a la 52. Modelo A. Planta con DOWTHERM A 58 58 Ilustración 46. Gráfica LCOE nominal en función del múltiplo solar y el número de horas de almacenamiento de SAM. La ilustración 46 se interpreta como la variación del LCOE según las simulaciones realizadas, las cuales conforman el eje x. Estas simulaciones vienen ordenadas y pueden apreciarse en las tablas 7 y 8 a la izquierda, de forma que la simulación 1 es la que tiene un múltiplo solar de 1 y un almacenamiento de 3 horas, la simulación 2 tiene un múltiplo solar 1,25 y un almacenamiento de 3 horas, la simulación 20 tiene un múltiplo solar de 2,5 y 4 horas de almacenamiento, y así sucesivamente. Este funcionamiento de gráficas de SAM se aplica también para las gráficas posteriores. El LCOE o Levelized Cost of Energy es un indicador que refleja el valor del coste total actual de construir y operar una instalación generadora de energía a lo largo de toda su vida útil, de forma que cuanto menor sea, más barata será la instalación generadora de energía. Este indicativo es muy útil a la hora de comparar instalaciones de distintas fuentes de energía y es el principal factor a tener en cuenta. (VM, s.f.) 59 Ilustración 47. Energía neta anual producida en función del múltiplo solar en SAM. La energía neta anual producida a la red siempre será menor que la energía anual bruta producida por la planta, ya que parte de la electricidad es empleada por la misma para realizar operaciones. Cuanta más energía produzca la planta, más rentable y eficiente será. Ilustración 48. Factor de capacidad en función del múltiplo solar de SAM. El factor de capacidad de una central termosolar es el cociente entre la energía generada durante un período de tiempo, el cual suele ser anual, y la energía generada si la planta hubiera trabajado a plena carga durante ese Modelo A. Planta con DOWTHERM A 60 60 mismo periodo de tiempo, es decir, durante el año completo. Este indicador mide la capacidad útil y las horas de operación de la planta en el año, de forma que cuanto mayor sea, más energía se generará y más eficaz será la planta. (Wikipedia, s.f.) El factor de capacidad nunca podrá ser del 100% por los siguientes motivos: - Operaciones de mantenimiento, fallos técnicos y paradas. - Si la demanda de electricidad disminuye, la planta puede disminuir o parar la producción en algún período de tiempo. - En el caso de las energías renovables, dependen de su intermitencia o irregularidad, como la energía solar, eólica o marina. - Pérdidas debidas a los equipos de transmisión de calor o equipos eléctricos. Para comparar mejor los números obtenidos, vamos a importar los datos a Excel para así poder graficarlos. Hay que tener cuidado ya que en SAM el símbolo de punto (.) está referido a la coma decimal (,) debido a esto, al pasarlo a Excel, éste interpreta el punto como miles, así que tenemos que ajustar los números para que sean correctos. Ilustración 49. Evolución LCOE nominal en función del múltiplo solar y el nº de horas de almacenamiento. 61 Tabla 9. Resultados de la parametrización en Excel. Para determinar el valor óptimo del diseño de la planta, nos centraremos en el LCOE nominal, ya que es la variable más importante a tener en cuenta, al representar directamente el coste en euros por kWh de energía, por lo que cuanto menor sea, más económica y rentable será la planta. Como podemos observar en la gráfica y tabla anteriores, el mínimo valor de LCOE nominal en €/kWh es en el múltiplo solar 2,25, y en el número de horas de almacenamiento de 3 horas. Observamos como según se incrementa el múltiplo solar a partir de 2,25, vuelve a aumentar el LCOE al estar sobredimensionado el campo solar, por lo que escogemos éste ya que es el más rentable y eficiente. Otros parámetros importantes son el factor de capacidad, el cúal para el múltiplo solar dado es de 29,79 % y la energía anual neta producida es de 1,30·108 kWh. 1 3 0,311874 13,52 5,91E+07 1,25 3 0,25427 17,87 7,82E+07 1,5 3 0,22086 22,07 9,66E+07 1,75 3 0,204215 25,45 1,11E+08 2 3 0,197358 27,96 1,22E+08 2,25 3 0,195864 29,79 1,30E+08 2,5 3 0,196816 31,25 1,37E+08 2,75 3 0,199493 32,40 1,42E+08 3 3 0,203211 33,34 1,46E+08 3,25 3 0,207672 34,13 1,49E+08 3,5 3 0,212782 34,77 1,52E+08 3,75 3 0,218347 35,30 1,54E+08 4 3 0,224281 35,75 1,56E+07 1 4 0,328405 13,49 5,90E+07 1,25 4 0,266563 17,86 7,81E+07 1,5 4 0,230469 22,08 9,66E+07 1,75 4 0,209734 25,82 1,13E+08 2 4 0,200029 28,68 1,26E+08 2,25 4 0,196431 30,83 1,35E+08 2,5 4 0,196362 32,45 1,42E+08 2,75 4 0,197996 33,77 1,48E+08 3 4 0,200718 34,87 1,53E+08 3,25 4 0,204381 35,77 1,57E+08 3,5 4 0,208755 36,51 1,60E+08 3,75 4 0,213623 37,14 1,62E+07 4 4 0,218683 37,70 1,65E+08 1 5 0,344644 13,48 5,90E+07 1,25 5 0,278936 17,84 7,81E+06 1,5 5 0,240337 22,07 9,66E+07 1,75 5 0,216023 26,08 1,14E+08 2 5 0,20334 29,29 1,28E+07 2,25 5 0,197853 31,72 1,39E+08 2,5 5 0,196405 33,57 1,47E+08 2,75 5 0,197013 35,07 1,53E+08 3 5 0,199183 36,26 1,59E+08 3,25 5 0,201931 37,31 1,63E+08 3,5 5 0,205595 38,16 1,67E+08 3,75 5 0,209779 38,89 1,70E+08 4 5 0,214264 39,52 1,73E+08 1 6 0,360991 13,47 5,89E+07 1,25 6 0,291207 17,83 7,80E+07 1,5 6 0,250197 22,07 9,66E+07 1,75 6 0,223552 26,16 1,14E+08 2 6 0,207713 29,73 1,30E+08 2,25 6 0,199958 32,49 1,42E+08 2,5 6 0,196794 34,63 1,52E+08 2,75 6 0,196624 36,26 1,59E+08 3 6 0,197816 37,63 1,65E+08 3,25 6 0,200143 38,76 1,70E+08 3,5 6 0,203256 39,70 1,74E+08 3,75 6 0,206892 40,51 1,77E+08 4 6 0,21088 41,22 1,80E+08 Múltiplo Solar Nº horas almacenamiento (h) LCOE nominal (€/kWh) Factor de Capacidad (%) Energía Anual Neta (kWh) Modelo A. Planta con DOWTHERM A 62 62 4.2.3 Campo solar Tras haber hallado el óptimo del múltiplo solar, lo introducimos y proseguimos con los siguientes elementos. En cuanto al apartado de campo solar, hay varios parámetros que podemos modificar para determinar las características del campo solar. Elegimos como fluido caloportador el Therminol VP-1, ya que sus propiedades termodinámicas son prácticamente iguales al DOWTHERM A. En cuanto al HTF, podemos observar valores predeterminados como las temperaturas máximas y mínimas del HTF en el campo solar, la temperatura de protección para evitar la congelación y el caudal máximo y mínimo por lazo. Existe otro apartado muy importante el cual es la configuración de lazos de la planta. Elegimos un número de colectores y receptores (SCA/HCE) por lazo de 4, con una distancia entre colectores de 1 metro y una distancia entre lazos de 15 metros. También existen otros apartados relacionados con los parámetros del campo solar como la orientación de los colectores, las condiciones de referencia y el punto de diseño del campo solar. Ilustración 50. Parámetros del campo solar. 4.2.4 Colectores y receptores En cuanto a la elección de colectores, en la librería de SAM existen varios modelos bastante competitivos, pero en este proyecto se elegirán los colectores EuroTrough ET150 ya que son los más usados en la industria por sus características, las cuales son: 63 Ilustración 51. Características de los colectores EuroTrough. Para las propiedades de los colectores, podemos elegir usarlas de la librería de valores predeterminados. Cada lazo tiene 4 colectores, por lo que todos serán del mismo tipo. En el apartado de receptores, escogemos el 2008 Schoot PTR70 Vacuum, cuyas propiedades son: Ilustración 52. Propiedades de los receptores. Un elemento de recolección de calor (HCE) es una tubería de metal contenida en un vacío dentro de un tubo de vidrio que atraviesa la línea focal del colector parabólico en forma de canal. Los sellos y fuelles aseguran que se mantenga el vacío en cada tubo. Los revestimientos antirreflectantes en el tubo de vidrio maximizan la cantidad de radiación solar que ingresa al tubo y los recubrimientos absorbentes de radiación solar selectivos en el tubo de metal maximizan la transferencia de energía de la radiación solar a la tubería. (NREL, s.f.) Las variables de receptores (HCE) describen las propiedades de hasta 4 tipos de HCE que pueden formar el campo solar. Esto hace posible modelar un campo solar con HCE en diferentes estados, donde cada conjunto de propiedades se aplica a uno de los tipos de HCE. Modelo A. Planta con DOWTHERM A 64 64 4.2.5 Ciclo de potencia En el ciclo de potencia, elegiremos la potencia de la turbina, así como su tipo y el método de trabajo de ésta. La potencia bruta de la turbina será de 55,5 MWe y su factor de conversión será de 0,9, de forma que la turbina proporcione una potencia neta de 50 MWe. El tipo de turbina empleada será Siemens 400C HTF, con un método de enfriamiento húmedo. Las restantes características, obtenidas de la biblioteca de valores, se muestran a continuación: Ilustración 53. Características ciclo de potencia. 4.2.6 Almacenamiento térmico Para el almacenamiento térmico, introduciremos el número de horas de almacenamiento óptimo que nos ha salido en el análisis paramétrico, 3 horas. La configuración será de dos tanques para almacenar energía, por medio del fluido de Hitec Solar Salt o sal solar. Los restantes parámetros del almacenamiento son: Ilustración 54. Almacenamiento térmico. 4.2.7 Periodos de entrega y sistema de control En el apartado de ingresos, podemos escoger los periodos de entrega de energía de la planta según los factores TOD. 65 Los factores TOD son multiplicadores que se aplican a los precios de PPA. En la opción de “TOD factors by schedule” definen los factores TOD para periodos de los días de la semana y del fin de semana, según la hora del día y cada mes en forma matricial. Se escoge siguiendo un calendario. La opción de “TOD factors by time step” asigna un factor a cada periodo de tiempo de simulación. En nuestro caso, escogeremos los factores TOD en forma de calendario, “TOD factors by Schedule”, de forma que existen varios modelos, de los cuales se van a comentar algunos para entender su funcionamiento: - Despacho de energía uniforme: Consta de un solo periodo durante todas las horas del año, de forma que la planta siempre entrega la misma cantidad de energía e independientemente de la hora y del mes a la red eléctrica. Ilustración 55. Periodos de despacho de energía en el modelo Despacho Uniforme. - Pico de verano: Este modelo consiste en entregar la máxima energía eléctrica durante los meses de verano, conformados de junio a septiembre y durante los días de la semana, conformado por las horas de las 12 am a las 17 pm, de forma que pueda suplirse la alta demanda de energía en estos periodos y gracias a la cantidad de recurso solar disponible, la planta CSP puede ofertar la energía necesaria. Fundamentalmente, se descarga en el periodo 1 durante las horas indicadas anteriormente, pero en el periodo 2 también existe un despacho de energía importante. En el horario de fin de semana, como la demanda energética es menor, basta con crear un periodo 3 de forma que siempre se suministre una cantidad de energía de forma constante. El resto del año, se aplican el resto de los periodos donde se disminuye el despacho de energía. Modelo A. Planta con DOWTHERM A 72 72 Tabla 13. Tabla de datos horarios. Este apartado puede ser muy útil para observar la cantidad de luz solar que incide en cada hora de cada mes del año, puesto que en invierno hay menos horas de sol que en verano y estudiar cuanta potencia térmica capta el campo solar a cada hora según la incidencia solar. A su vez, en el apartado Time Series o series temporales, nos permite estudiar y comparar distintos parámetros representados en gráficas y en modo horario, pudiendo cambiar la escala a diario y mensual. 73 Ilustración 62. Gráfica potencia eléctrica consumida y vertida a la red. Apreciamos como es considerablemente mayor la energía producida por la planta para la red eléctrica que la consumida por ella. Vemos en los meses de verano se producen los picos de producción, debido al gran recurso solar disponible y al despacho de energía programado para suplir la demanda de pico de verano, el cual llega a un máximo de 55 MW de producción. Modelo A. Planta con DOWTHERM A 74 74 Ilustración 63. Gráfica del consumo desglosado de electricidad de la planta. En este apartado, podemos graficar la distribución del consumo de electricidad de la propia planta, desglosado por “Parasitics”. En la gráfica superior, se muestra la potencia empleada para el bombeo de los fluidos de almacenamiento TES y HTF, cuyo máximo consumo está en torno a 1,2 MWe, las operaciones del condensador, del orden de 1 MWe, el bombeo anticongelante de los líquidos, de 0,5 MWe, los mecanismos de los colectores en el campo solar, de 0,2 MWe y una carga fija de potencia de 0,3 MWe constante durante todo el año. En la gráfica inferior se muestran otros consumos de electricidad más elevados, como la potencia eléctrica consumida en total, que alcanza su máximo en los meses de verano, en torno a 8 MWe y su mínimo en invierno, sobre los 4 MWe, el consumo de electricidad en el bombeo del HTF en el campo solar, de entre 5 y 2 MWe, la carga dependiente de la generación, de 1,75 MWe y el consumo en la protección de anticongelación del campo solar, cuyos máximos se alcanzan en los meses de invierno y suponen entre un 7,5 y 7 MWe. 75 Ilustración 64. Gráficas de la irradiación solar y almacenamiento térmico. En la anterior imagen, apreciamos dos gráficas. En la superior, se plasma la irradiancia normal solar en W/m2 que incide durante todo el año y es comparado con la potencia térmica que produce el campo solar. Vemos como en los meses de verano es capaz de transferir y captar más potencia térmica de la radiación solar que en los meses de invierno, la cual no se aprovecha eficientemente. En la inferior, está representada en color rojo oscuro la potencia térmica que es almacenada en los tanques y en verde oscuro la energía que es proporcionada por los tanques de almacenamiento. Apreciamos como en verano se almacena mucha más energía que la que se oferta a la red y en invierno la energía almacenada es menor debido a la menor irradiación solar. Modelo A. Planta con DOWTHERM A 76 76 Ilustración 65. Flujo de masa total y temperatura media del HTF. En los meses de verano vemos como existe un mayor flujo de masa del HTF ya que la planta genera más energía eléctrica al haber mayor recurso solar y en invierno es cuando menos flujo másico existe por el mismo motivo. La temperatura del HTF como media se encuentra controlada durante todo el año entre 350 ºC y 200 ºC, pero existen picos de caída en la temperatura, en especial en noches o días muy fríos de invierno, donde peligra el posible congelamiento del HTF. Debido a esto, vemos como son fundamentales los sistemas de protección de anticongelamiento y porque consumen tanta potencia eléctrica, ya que tienen que elevar la temperatura del HTF rápidamente para evitar la solidificación de este. En este apartado y como se mencionó anteriormente, puede ampliarse para visualizar parámetros en cualquier periodo temporal del año, desde meses, días y horas. Por ejemplo, podemos ver con detalle la producción eléctrica horaria de dos días del año con recurso solar distintos como en febrero y julio. 77 Ilustración 66. Producción eléctrica horaria el 11 de febrero y el 29 de julio. La producción eléctrica en el 11 de febrero tiene como máximo 50 MW de potencia eléctrica y el 29 de julio, sobre unos 55 M. Puede parecer incoherente que en febrero y julio se envíe casi la misma cantidad de energía, sin embargo, la diferencia sustancial está en el número de horas en las que la planta entrega la electricidad. En febrero, la planta es capaz de producir electricidad entre las 9 am y las 21 pm, no obstante, en julio, es capaz de producir desde las 8 am hasta pasadas las 22:30 pm del día siguiente, lo que significa una entrega de energía a la red mucho mayor al tener más horas de producción. Éste es el verdadero potencial de las plantas de CSP, ya que son capaces de suplir la demanda energética a partir del recurso solar incluso durante las horas nocturnas. Por último, existe el apartado “Profiles” que nos permite obtener perfiles mensuales de cada parámetro. Los más importantes a representar son la producción eléctrica a la red y la descarga de almacenamiento térmico al ciclo de potencia para la producción de electricidad. Ilustración 67. Perfiles de producción eléctrica y almacenamiento mensuales. Modelo B. Planta con HELISOL 5A 78 78 5 MODELO B. PLANTA CON HELISOL 5A 5.1 Descripción de la planta con silicona como HTF Para la simulación de la planta termosolar con HELISOL 5A, se usarán los mismos parámetros que la planta de DOWTHERM A, con el objetivo de comparar las dos plantas lo más exhaustivamente posible y bajo las mismas condiciones de localización, operación, almacenamiento y equipos instalados. El calor representa 2/3 de la demanda de energía industrial y casi 1/5 del consumo mundial de energía. Ya sea generando calor de proceso para calentar materias primas en procesos químicos, para secado y limpieza o para convertir la energía del Sol, generando electricidad o vapor directo, existe una gran demanda de fluidos de transferencia de calor confiables y eficientes en el mercado industrial. 5.1.1 Descripción de HELISOL 5A Los fluidos de transferencia de calor HELISOL ofrecidos por WACKER satisfacen estas necesidades porque son fluidos de silicona altamente estables, diseñados específicamente para aplicaciones de alta temperatura y para calefacción/refrigeración. Proporcionan excelentes beneficios económicos: operación eficiente, bajo mantenimiento y control preciso de la temperatura. Con un rango de temperatura de funcionamiento de - 40 ° C a 425 ° C y gran versatilidad debido a su estructura química, los fluidos de transferencia de calor HELISOL tienen un perfil de propiedades sobresaliente, que los distingue de los materiales orgánicos como los aceites minerales y los fluidos de transferencia de calor aromáticos. Los fluidos de transferencia de calor HELISOL que se manipulan y mantienen correctamente pueden utilizarse durante muchos años antes de que sea necesario reemplazarlos. Ilustración 68. Rango de temperatura de los HTF de HELISOL. (WACKER, s.f.) Ventajas generales de los HTF de HELISOL: - Excepcional estabilidad térmica: Ideal para aplicaciones de muy alta temperatura por encima de la 79 barrera de 400 ° C. Se pueden esperar muchos años de funcionamiento confiable, incluso cuando operan continuamente al límite superior de temperatura recomendado. - Punto de fluidez muy bajo: Proporciona capacidad de bombeo suficiente a temperaturas frías, especialmente adecuado para uso durante todo el año en climas más fríos. - Punto de congelación extraordinariamente bajo: Una gran ventaja en comparación a otros HTF es el punto tan bajo de solidificación que posee, haciendo que no se requieran sistemas de anticongelante en los procesos para que correcto funcionamiento, ya que tiene un punto de congelación de – 65ºC. - Rango de temperatura muy amplio: Rendimiento eficiente y confiable en un amplio rango de uso óptimo de entre - 40ºC a 425ºC - Menos riesgos para la salud y el medioambiente: Los fluidos de transferencia de calor HELISOL son polidimetilsiloxanos y no contienen ningún ingrediente peligroso. No se conocen reacciones peligrosas si se almacena correctamente. - Potencial de ensuciamiento bajo: En general, los fluidos a base de silicona resisten la formación de sólidos y el ensuciamiento del sistema, lo que proporciona un servicio confiable a largo plazo y una posible reducción de los costos de mantenimiento. El fluido de transferencia de calor (HTF) a base de silicona llamado HELISOL 5A ha sido objeto de investigación continua en proyectos de investigación nacionales e internacionales desde 2012. Últimamente, ha recibido el premio a la Innovación SolarPACES después de que se lograra una primera aplicación comercial con Royal Tech CSP Ltd en la ciudad de Yumen, China. (Christoph Hilgert, 2016) El nuevo HTF tiene propiedades adecuadas para aplicaciones de colectores cilindroparabólicos y ha demostrado claramente su aplicabilidad a largo plazo en diferentes bucles de prueba a temperaturas de funcionamiento de 425 ° C en China y en Europa. Este aumento sustancial de la temperatura en la tecnología cilindroparabólica va de la mano con un hidrógeno aceptable en su tasa de formación, un punto de congelación por debajo de - 40 ° C y una alta eficiencia, seguridad ocupacional y ambientalmente aceptable, todo ello a un costo aceptable. Desde abril de 2018 está disponible una norma española nacional, que fue elaborada en base a la aplicación de la mezcla comúnmente utilizada de óxido de difenilo y bifenilo (DPO / BP) o aceite térmico. Por lo tanto, para la calificación de HELISOL 5A, existen dos normas nacionales alemanas de CSP no relacionadas, las cuales son, DIN 51522 (para HTF) y DIN 51529 (para HTF usado) y que se utilizaron como referencia. Estas normas comprenden la calificación de exámenes y requisitos que el HTF bajo investigación debe someterse o cumplir para su aprobación. Según las propiedades químicas y sus condiciones, algunos de los exámenes no sirven para HTF a base de silicona. Así, los exámenes inadecuados fueron sustituidos por los adecuados, que se desarrollaron junto con el proceso de calificación de HELISOL 5A. Al menos en términos de HTF sintético, se hizo evidente que las actividades de calificación responsable deben incorporar el hecho de que los HTF usados difieren significativamente de sus condiciones iniciales. Este hecho conduce a la necesidad de analizar el HTF usado y, en consecuencia, puede tener un impacto en los resultados del HTF usado en términos de desempeño termodinámico, pero también en confiabilidad de operación, salud ocupacional y seguridad ambiental. Modelo B. Planta con HELISOL 5A 80 80 Ilustración 69. Estructura molecular de HELISOL 5A. La viabilidad técnica específica de un nuevo HTF para aplicaciones de colectores cilindroparabólicos se puede lograr cumpliendo una variedad de requisitos con el fin de garantizar un funcionamiento confiable a largo plazo del HTF que incorpora la propia instalación contenedora. Las investigaciones de laboratorio correspondientes se han realizado de forma independiente en laboratorios de WACKER, DLR y otros lugares. Estas actividades comprenden el análisis de propiedades fisicoquímicas como el punto de congelación y ebullición, la presión de vapor, la densidad, la capacidad calorífica o la variación de entalpía, la conductividad térmica y la solubilidad de gases como el nitrógeno, en el rango de temperatura de 20 ° C hasta 425 ° C. El envejecimiento térmico también es relevante ya que afecta la temperatura máxima de funcionamiento del HTF. Además de los datos del fluido en condiciones ideales, se investigaron las propiedades de un entorno HTF usado típico para evitar cambios indeseables que perjudiquen el funcionamiento de la planta o la durabilidad de los componentes. La funcionalidad de escala de bucle se demostró en la Plataforma Solar de Almería, mientras que las investigaciones relacionadas con la seguridad operativa fueron ejecutadas principalmente por DTM GmbH & Co. KG en cooperación con TÜV NORD Systems GmbH & Co. KG en otros lugares. 5.1.2 Propiedades de HELISOL 5A A continuación, se van a plasmar las propiedades termodinámicas de HELISOL 5A, necesarias para introducirlas en el modelo de simulación ya que éste no está predeterminado en el programa SAM, por lo que se procederá a agregarlas manualmente. Tabla 14. Propiedades termodinámicas de HELISOL 5A. (Prieto, 2021) Observamos que tenemos varias propiedades que son función de otras, por ejemplo: (Hernández, s.f.) 81 - Prandtl: Indica un número adimensional proporcional al cociente de la velocidad de difusión de la cantidad de momento, es decir, la viscosidad, y la difusividad térmica. 𝑃𝑟 =𝑣 𝛼=𝜇 ∗ 𝐶𝑝 𝑘 Ecuación 10. Número de Prandtl. Donde, v= viscosidad cinemática (m2/s); α=difusividad térmica (m2/s); μ=viscosidad dinámica (Pa*s); Cp= Calor específico (J/(kg*K)) y k=consucvididad térmica (W/(m*K)). - Reynolds: Es un número adimensional que relaciona las fuerzas inerciales entre las fuerzas viscosas presentes en el fluido. 𝑅𝑒 =𝜌 ∗ 𝑢 ∗ 𝐷𝑖𝑛𝑡 𝜇 Ecuación 11. Número de Reynolds. Donde, u=velocidad del fluido (m/s); ρ=densidad del fluido (kg/m3); μ=viscosidad dinámica (Pa*s) y Dint= diámetro interior de la tubería (m). - Entalpía: Podemos expresar la entalpía como: 𝐻 = 𝐶𝑝∗ 𝑇 Ecuación 12. Fórmula de la entalpía. Donde, para que la la entalpía esté en kJ/kg, el Cp debe estar en kJ/(kg*K) y la temperatura en Kelvin, K. - Viscosidad dinámica: Es la la resistencia a la fluencia o movimiento de un fluido, de forma que cuanto más viscoso sea, más denso será. Podemos relacionarla como el cociente entre la viscosidad cinemática y la densidad: μ = v 𝜌 Ecuación 13. Relación de viscosidades con la densidad. Tras aplicar estas relaciones entre propiedades en Excel, obtenemos: Estas variables con sus respectivas unidades son la que serán introducidas en la simulación de la planta con silicona. 5.1.3 Instalación de prueba PROMETEO Para analizar el comportamiento real de HELISOL 5A, a continuación, se plasma una instalación de prueba, la cual estudia y expone la viabilidad del producto derivado de la silicona como fluido caloportador competitivo en el mercado. (Christoph Hilgert, 2016) La instalación de prueba PROMETEO consta de dos colectores cilindroparabólicos alineados este-oeste 233 -40 0,00 1,599 991 0,01311 0,00001323 0,1457 372567 143,9 14803 273 0 0,00 1,680 947 0,00565 0,00000597 0,1331 458640 71,3 33039 298 25 0,00 1,730 919 0,00367 0,00000399 0,1257 515540 50,5 49492 323 50 0,00 1,779 893 0,00250 0,00000280 0,1186 574617 37,5 70843 373 100 0,03 1,875 844 0,00127 0,00000150 0,1056 699375 22,5 131932 423 150 0,20 1,969 798 0,00071 0,00000089 0,0940 832887 14,9 222917 473 200 0,78 2,060 751 0,00043 0,00000057 0,0838 974380 10,6 345435 523 250 2,16 2,149 699 0,00028 0,00000040 0,0751 1123927 8,1 494544 573 300 4,83 2,235 638 0,00020 0,00000031 0,0678 1280655 6,5 659033 623 350 9,24 2,319 569 0,00015 0,00000026 0,0619 1444737 5,5 821100 673 400 15,80 2,400 498 0,00011 0,00000022 0,0574 1615200 4,8 965796 698 425 20,00 2,440 465 0,00010 0,00000022 0,0557 1703120 4,5 1027699 723 450 24,80 2,479 438 0,00009 0,00000021 0,0543 1792317 4,3 1081128 Prandtl Reynolds Entalpía (J/kg) Temperatura (K) Viscosidad Cinemática (m2*s) Capacidad Calorífica Específica (kJ/(kg*K)) Conductividad Térmica (W/(m*K)) Temperatura (ºC) Presión de Vapor (bar) Densidad (kg/m3) Viscosidad Dinámica (Pa*s) Tabla 15. Propiedades termodinámicas extendidas de HELISOL 5A. Modelo B. Planta con HELISOL 5A 88 88 Evitar que penetre en las aguas, aguas residuales y en el suelo. Detener la fuga si puede realizarse sin peligro y contener el líquido derramado con el material adecuado (por ejemplo, tierra). Retener el agua contaminada/el agua utilizada para la extinción de incendios. Eliminación en recipientes etiquetados según prescripción. Al verter en aguas fluviales, alcantarilla o subsuelo, informar a las autoridades competentes. Recoger con medios mecánicos y eliminar de forma adecuada, sin agua. En pequeñas cantidades: Efectuar la recogida y la eliminación reglamentaria con materiales neutros (no alcalinos/no ácidos). Con cantidades grandes: Los líquidos se pueden recuperar utilizando dispositivos o bombas de succión. Si son inflamables, solamente se debe usar equipo eléctrico con la clasificación nominal adecuada. Eliminar el eventual sedimento residual que se desprenda con un producto de limpieza o biodegradable. Los fluidos de silicona son resbalosos; los derrames representan un riesgo a la seguridad, aplique arena u otro material granular inerte para mejorar la tracción. Parte de la silicona no es biodegradable, es por ello por lo que su eliminación se trata por adsorción con lodos activados. Los polidimetilsiloxanos se pueden desintegrar, en cierto grado, mediante procesos abióticos. Su bioacumulación es improbable, es insoluble en agua y es absorbido por el suelo. Para la correcta manipulación del HELISOL 5A se deben evitar la formación de aerosoles y se recomienda el uso de medidas de protección como llevar mascarilla, en caso de formación de aerosoles. Cuando se derrama esta sustancia aumenta el peligro de resbalar. En caso de exposición a neblina, proyección o aerosol, llevar una protección respiratoria personal apropiada y un traje protector. Equipo respiratorio adecuado: Media máscara filtrante, conforme a las normas reconocidas como EN 149. El tipo de filtro recomendado es la mascarilla FFP1 o filtro equivalente, conforme a las normas reconocidas como EN 149. Las condiciones de almacenamiento son: observar la normativa local, conservarlo en envases herméticamente cerrados y en lugares secos y frescos. La temperatura máxima de almacenamiento y transporte es de 40ºC y no se conocen reacciones peligrosas en caso de un almacenamiento adecuado. Hay condiciones que deben evitarse, como una temperatura de funcionamiento, en ausencia de oxígeno y agua, así como de todo tipo de impurezas y la formación de productos peligrosos, ya que al utilizarse conforme a su destino previsto (hasta 425 °C), pueden formarse (en ausencia de oxígeno y tras un tiempo operativo relativamente largo) cantidades mínimas de metano, hidrógeno y silanos volátiles, que dan lugar a una nueva reducción del punto de inflamación. En cuanto a su reactividad y estabilidad, al utilizarse hasta 425 °C, se forman cantidades en menos del 25% de una mezcla de siloxanos cíclicos D. Este hecho reduce el punto de inflamación a 50 °C, disminuye el límite inferior de explosividad e incrementa la presión de vapor. 5.2 Proceso de simulación en SAM A continuación, se va a realizar la simulación en SAM con las propiedades del HELISOL 5A. Ya que SAM no tiene como predeterminado el fluido, tenemos que introducir manualmente las propiedades termodinámicas. Para ello, es necesario elegir el modelo de simulación de “Parabolic Trough – Physical”, ya que este modelo de CSP consiste en analizar la planta a partir de las ecuaciones y propiedades termodinámicas de los fluidos. Se elegirá también el modelo financiero de “Single Owner” o dueño único, igual que en la simulación con DOWTHERM A. Para realizar la comparación exhaustiva entre los dos fluidos, las condiciones se las plantas a simular serán las mismas, a excepción de las propiedades del HTF, ya que es el elemento de estudio y que varía. 89 5.2.1 Localización y recurso Por tanto, la localización de la planta y su recurso solar serán las mismas que en la simulación anterior. Para verlas, basta con observar de nuevo las ilustraciones 43 y 44. 5.2.2 Diseño del sistema En el diseño del sistema, aplicaremos también las mismas condiciones que la planta anterior. Tras realizar el análisis paramétrico, volvemos a introducir el múltiplo solar de 2,25 y un número de 3 horas de almacenamiento térmico. Sin embargo, en las propiedades del HTF a la salida del lazo, podemos modificarlo y aumentar su temperatura, ya que las HELIOSOL 5A es capaz de trabajar a una elevada temperatura que DOWTHERM A, por lo que podemos aumentarlo a 420ºC. Ilustración 76. Diseño del sistema de la planta con HELISOL 5A. 5.2.3 Campo solar En el campo solar, introduciremos los mismos datos que en la simulación anterior, salvo por la elección del fluido caloportador, del cual escribiremos las propiedades termodinámicas. En el apartado de Heat Transfer Fluid, viene el HTF a definir y ya que no viene predeterminado por SAM el HELISOL 5A, le damos a User-defined. Tras esto, podremos introducir tantos puntos de propiedades como deseemos, las cuales son: Modelo B. Planta con HELISOL 5A 90 90 Ilustración 77. Campo solar y propiedades introducidas en SAM de HELISOL 5A. Hay que destacar que en el apartado de HTF, viene la opción de variar la temperatura de protección de congelamiento, la cual está fijada en 150ºC. Sin embargo, como el HELISOL 5A tiene como principal ventaja sobre el DOWTHERM A que no se congela, podemos poner la temperatura a 0ºC. Lamentablemente, SAM no puede procesar la simulación si bajamos la temperatura de congelación, por lo que un mecanismo de corrección que se puede realizar es simularlo con los 150ºC de temperatura anticongelante y en la simulación, eliminar la energía eléctrica destinada a este proceso y añadirla a la producida por la planta, ya que se ahorraría este proceso. 5.2.4 Colectores y receptores En cuanto a los colectores y receptores, se escogerán los mismos que en la simulación anterior, 4 colectores EuroTrough ET150 y 4 receptores Schott PTR70 2008. Las características de cada uno de ellos pueden volver a visualizarse en las figuras 51 y 52. 5.2.5 Ciclo de potencia Del mismo modo, el ciclo de potencia también seguirá la misma metodología que el anterior, conformado por un ciclo Rankine, de potencia de la turbina bruta de 55 MW y con una potencia neta de 50 MW. La presión de operación de la caldera es de 100 bares y el condensador está refrigerado por aire. 5.2.6 Almacenamiento térmico y sistema de control De nuevo, volvemos a elegir las mismas variables de almacenamiento y control que en la simulación anterior. El sistema de despacho de energía vuelve a ser el Pico de Verano y con almacenamiento de 3 horas diarias. Podemos apreciar estos parámetros en las ilustraciones 54 y 58. 5.2.7 Otros Finalmente, otros parámetros que podemos modificar son la degradación de la planta, que volverá a ser de 0.1% por año, la IRR, que será del 11%, el periodo de simulación, el cual está destinado para 25 años y en este modelo, tampoco se habilitará la opción de límite de interconexión, por lo que tampoco habrá limitaciones de energía a la hora de entregarla a la red. 5.3 Resultados de la simulación en SAM Con los todos los datos anteriores, procedemos a la simulación en SAM y obtenemos los resultados que se muestran: 91 Tabla 17. Resumen de resultados de la simulación con HELISOL 5A y valor actual de los ingresos de PPA. En la tabla de resultados, destacamos los valores del precio nivelado de PPA nominal de primer año, es 20,50 céntimos de dólar/kWh, el LCOE nominal, de 19,09 céntimos de dólar/kWh, de nuevo, una tasa de retorno de 11% la cual se alcanza en el vigésimo año y un coste neto de capital de 280.248.160 dólares. Otros parámetros por observar son el factor de capacidad de la planta, de un 31,3% y una energía anual producida para el primer año de 135.722.208 kWhe. Sin embargo, y como se comentó anteriormente, podemos observar que la planta consume anualmente energía eléctrica para el anticongelamiento del HTF. Debido a que HELISOL 5A no se congela y se iba a tener en cuenta una temperatura de protección de anticongelamiento de 0ºC, la planta podrá ahorrarse esa energía destinada al proceso de protección de la congelación del HTF y podrá sumarla a la producción neta que puede enviar a la red. El proceso de anticongelamiento del campo solar es de 347.120 kWh, por lo que podemos sumárselo a la energía eléctrica anual neta producida a la red, por lo que quedaría en 136.069.328 kWh. Hay que tener cuidado con no confundir la energía eléctrica que va destinada al anticongelamiento del HTF y la del TES, puesto que las sales solares sí corren el peligro de congelarse, por lo que es necesario este proceso. Modelo B. Planta con HELISOL 5A 92 92 Ilustración 78. Producción eléctrica anual y flujos de cada después de impuestos del proyecto de Modelo B. Como podemos observar, la producción de energía anual va decayendo con el paso de los años, debido al deterioro de la planta mencionado en la simulación anterior, provocado por ensuciamientos en los colectores y/o receptores, ensuciamiento en los intercambiadores, obstrucción de bombas, bajada de rendimiento de la turbina y ciclo de potencia, etc… En cuanto a los flujos de caja, vemos como al iniciar el proyecto se produce una deuda de 164.714.528 dólares como parte de la inversión inicial, pero a medida que la planta empieza a producir energía, se va compensando esta deuda ya que empieza a generar beneficio económico. Los valores anteriores son un resumen de resultados de la simulación, pero como se comentó con anterioridad, SAM tiene muchas más funciones y parámetros a analizar, los cuales están divididos por secciones en su menú. La opción de “Data Tables”, permite crear una tabla de datos de series de tiempo a partir de los modelos financieros y de desempeño. Estos datos pueden plasmarse como valores simples, valores mensuales, anuales y horarios. En el apartado Time Series, o series temporales, podemos estudiar y comparar distintos resultados, pero esta vez, expresados en gráficas, pudiendo variar su escala de forma horaria, semanal o mensual durante un año. 93 Ilustración 79. Energía producida y consumida por la red. Apreciamos como en esta simulación, la producción eléctrica promedio en todo el año es mayor, ya que en los meses de invierno y verano se produce una gran cantidad de potencia similar, llegando a su máximo en unos 60 MW, pero en verano, observamos como la cantidad de energía despachada es mucho mayor, debido a la mayor disponibilidad del recurso solar y a que la planta tiene como modelo de despacho de energía el pico de verano. Ilustración 80. Desglose de consumo de la planta y carga y descarga del almacenamiento térmico. En la gráfica superior, observamos los “Parasitics” o consumos de energía eléctrica de la propia planta. Estos están formados por el consumo de la operación del condensador, el cual consume unos 1,8 MWe, el consumo del bombeo del TES y HTF, el cual consume su pico en verano, de 0,6 MWe y en invierno un mínimo de 0,3 MWe. También apreciamos un consumo por la carga fija de potencia, fijada en 0.3 MWe. En la gráfica inferior de la ilustración 80, apreciamos en color verde la carga estimada máxima de Modelo B. Planta con HELISOL 5A 94 94 almacenamiento térmico, el cual podemos observar que es constante en todo el año y de orden de 450 a 500 MWt. En color rosa, está representada la descarga de la energía térmica del almacenamiento, que se puede observar claramente que su máximo se produce en los meses de verano, de junio a septiembre y su valor es de aproximadamente 450 MW térmicos. En el resto de los meses, se descarga muy poca energía debido al escaso recurso solar disponible, aunque se descarga en torno a 50 MW de potencia térmica destinados al ciclo de potencia. Ilustración 81. Flujo de masa total y temperaturas de salida y entrada del HTF. En los meses de verano, vemos como existe un mayor flujo de masa del HTF ya que la planta genera más energía eléctrica al haber mayor recurso solar y en invierno es cuando menos flujo másico existe por el mismo motivo. En este caso, su máximo flujo másico es de 1.200 kg/s. La temperatura del HTF a la salida del campo solar vemos que es de aproximadamente 420ºC de máximo, ya que fue el dato que se introdujo al simularla, y en invierno, puede alcanzar valores de 150ºC como mínimo, aunque podría alcanzar más y no habría riesgos de congelamiento, ya que, como comentamos antes, los 150ºC de anticongelamiento podrían reducirse al no congelarse el HELISOL 5A. A su vez, vemos como en verano es el periodo donde el HTF tiene una temperatura más elevada en las horas de noche, ya que está en torno a los 220ºC. En esta sección de “Time Series” y como se mencionó y realizó en la simulación anterior, puede ampliarse la gráfica para visualizar parámetros en cualquier periodo temporal del año, desde meses, días y horas. Finalmente, en el apartado de “Profiles”, se pueden apreciar perfiles mensuales en forma de gráfica según las variables que se quieran estudiar. Vamos a plasmar las más importantes, como son la producción eléctrica a la red y la descarga de energía térmica del almacenamiento al ciclo de potencia. 95 Ilustración 82. Perfiles de producción eléctrica y descarga de energía mensuales. 6 COMPARATIVAS ENTRE LOS FLUIDOS A continuación, se mostrará una serie de datos y estudios comparativos entre Therminol VP-1 y HELISOL 5A, ya que es fundamental conocer su comportamiento en otras áreas y condiciones, de manos de profesionales y especialistas en el campo de los fluidos caloportadores y la energía solar de concentración cilindroparabólica. 6.1 Diferencias entre propiedades termodinámicas La siguiente tabla muestra las propiedades termodinámicas de cada uno de los fluidos caloportadores a estudiar, en un rango de temperaturas comprendido entre los 0 y los 450ºC. En color naranja, tenemos el aceite térmico DOWTHERM A y el color azul, el derivado de la silicona HELISOL 5A. Tabla 18. Comparativa de propiedades termodinámicas entre ambos HTF. Comparativas entre los fluidos 96 96 Como se puede observar, DOWTHERM A tiene valores menores de viscosidad dinámica, lo que indica que requiere una menor fuerza de aplicación para que el líquido pueda empezar a fluir, pero esto ocurre por debajo de los 250ºC, valor a partir del cual HELISOL 5 tiene menor viscosidad. Como normalmente los fluidos de trabajo en las plantas CSP se encuentran entre 250 y 400ºC, indica que el derivado de la silicona se ve favorecido en este aspecto, al oponer menor resistencia a la fluidez a la hora de operar en ese rango de temperaturas. También tenemos que el aceite térmico posee una mayor densidad que el producto de silicona, lo que quiere decir que requiere más masa para ocupar el mismo volumen, lo que resultaría una desventaja frente a HELISOL 5A, ya que, al necesitar menos masa, la silicona podría operar de igual forma, pero con menor cantidad de HTF. Es apreciable que el HELISOL 5A posee una mayor presión de vapor que el aceite, por lo que esto puede traducirse en mayores instalaciones y costes en la planta para mantener una presión controlada y constante. En cuanto a la capacidad calorífica específica, DOWTHERM A tiene una menor capacidad calorífica cuando la temperatura de operación es menor de 200ºC, a partir de la cual, es superior respecto a la de HELISOL 5A, lo que quiere decir que el fluido basado en silicona traspasar mejor el calor por cada kilogramo de fluido, cuando se trabaja con temperaturas inferiores a ésta, como en las aplicaciones a baja temperatura. Ilustración 83. Comparativa de la Cp de ambos varios HTF. (WACKER, 2016) De igual forma, la conductividad térmica de DOWTHERM A es mayor en todo su rango que la de HELISOL 5A, por lo que es capaz de transferir más calor por cada grado de temperatura y en una distancia de 1 metro de longitud. De la misma manera que la capacidad calorífica específica, la entalpía sigue el mismo proceso. Cabe destacar que DOWTHERM A tiene una mayor limitación de rango operacional que HELISOL 5A, pudiendo verse en la tabla que el aceite térmico no posee propiedades a temperaturas menores de 12ºC ni mayores a 450ºC, a diferencia de la silicona. A su vez, HELISOL 5A está formado por polidimetilsiloxanos transparentes, inoloros y no reactivos, con un rango de viscosidad de aproximadamente 5 y 35 mm2/s a temperatura ambiente, lo que hace que alcance gran estabilidad y resistencia a diversos factores como al tiempo en el que puede operarse con él, a diferencia de DOWTHERM A, el cual, a partir de varios meses, aumenta su viscosidad como motivo de su uso, lo que provoca mayor inestabilidad en sus propiedades de fluido caloportador. En la misma medida, en el aceite térmico se produce una rápida degradación exponencial con el paso de los años a medida que se trabaja con el fluido, como se puede apreciar en la ilustración 84, en comparación con el derivado de la silicona, que, si bien también se degrada con el uso operacional, es mucho menor y más constante. 97 Ilustración 84. Comparación de la inestabilidad y de la degradación entre los HTF en función del tiempo de operación. (WACKER, 2016) Ilustración 85. Efecto visible de la degradación de los fluidos con la temperatura de operación. 6.2 Estudio de simulación ColSimp Se ha demostrado que existe una gran influencia de la formación de hidrógeno en el rendimiento eléctrico global de una planta cilindroparabólica operada con Therminol VP-1 y HELISOL 5A, el cual va a ser plasmado gracias a un estudio reciente y de acuerdo con el curso de un análisis de sensibilidad y una simulación de sistemas. (Theda Zoschke, 2018) Los sistemas se simulan con la herramienta de simulación interna de Fraunhofer ISE, ColSim CSP, que también considera los efectos transitorios. Hay modelos detallados para el campo solar, tanques de almacenamiento, bombas, intercambiador de calor y un modelo de bloque de energía para simular el rendimiento del sistema y calcular el rendimiento térmico y eléctrico anual, así como el desenfoque y la energía del calentador de respaldo. A medida que se evalúan más el rendimiento del campo solar y las pérdidas de calor debidas a la formación de hidrógeno, se describe con más detalle el modelo de campo solar. Las simulaciones del sistema se realizan para un sistema de referencia definido, operado en dos ubicaciones, Yumen, China y Upington, Sudáfrica, con ambos fluidos de transferencia de calor, Therminol VP-1 y HELISOL 5A. La planta de referencia tiene un bloque de potencia con una potencia neta de 50 MWe, al igual Comparativas entre los fluidos 104 104 Tabla 20. Tabla comparativa final de las simulaciones de ambos modelos en SAM. Como podemos observar en la tabla comparativa de los modelos simulados, la planta que trabaja con HELISOL 5A produce mayor energía eléctrica anualmente, con una diferencia de 5.713.040 kWh más que la planta con DOWTHERM A. Hay que destacar que todos los parámetros financieros más importantes reflejados, como el LCOE nominal y el precio nivelado de PPA, son ambos menores en la planta con silicona, lo cual son resultados muy favorables ya que indican que es más barata la producción de energía comparada con la planta de aceite térmico, por lo que resulta más rentable y competitiva. Observamos también que el factor de capacidad es mayor en el Modelo B, lo que representa un mayor aprovechamiento del campo solar y de la energía térmica captada para su almacenamiento térmico y posterior transformación en energía eléctrica, ya que trabaja más horas del año que la planta del Modelo A al tener el factor de capacidad más elevado. Sin embargo, podemos observar como la planta con HELISOL 5A tiene un coste neto de capital más cara que la de aceite térmico, cuya diferencia es de 5.713.040 dólares. Esto se debe a que el HELISOL 5A trabaja con una presión de vapor mayor, por lo que el coste constructivo de la planta es más elevado. Esta diferencia económica, a simple vista en contra del Modelo B, puede mitigarse si la planta CSP está financiada o subvencionada por entidades o gobiernos colaboradores y con interés en la innovación y desarrollo por este tipo de plantas de CSP. Algunas otras propiedades extraídas de las gráficas son la temperatura de salida del HTF del campo solar, el cual es mayor en la silicona debido a su mayor rango de trabajo que el aceite térmico convencional, la temperatura anticongelante del HTF, donde se ha fijado en el Modelo A en 150ºC y donde en el Modelo B puede introducirse como 0ºC gracias a la anticongelación intrínseca del HELISOL 5A. El flujo de masa máximo aproximado vemos como es menor en el Modelo B, lo que resulta beneficioso ya que requiere menos fluido caloportador para transportar la energía térmica del campo solar a los tanques de almacenamiento. Finalmente, analizando el pico de producción máxima de un día de verano, la planta con silicona produce 5 MWe más que la planta con aceite térmico. Temperatura de HTF a la salida del campo solar (ºC) 391 420 Temperatura de anticongelación del HTF (ºC) 150 0 Máximo flujo de masa del HTF (kg/s) 14 12 Máxima producción eléctrica generada a la red en un día de verano (MWe) 60 55 105 7 CONCLUSIÓN Debido a todos los estudios y simulaciones anteriores, el producto derivado de la silicona, HELISOL 5A, ha demostrado su competitividad y rentabilidad ante otros fluidos caloportadores, especialmente frente el aceite térmico DOWTHERM A. En este trabajo, se ha confirmado con diversas comparaciones y con los Modelos A y B, que las plantas termosolares CCP que operan con el fluido de silicona frente al aceite térmico convencional, han mostrado mejores resultados, tanto en producción eléctrica anual, LCOE nominal de la planta y factor de capacidad de ésta. El innovador fluido caloportador HELISOL 5A, que tiene un amplio rango de trabajo, de entre - 40ºC y 425ºC, podría desempeñar un papel crucial en la reducción de la energía necesaria para la protección contra el congelamiento y en la reducción de la necesidad de hacer circular el fluido caloportador durante la noche, ya que su punto de congelación es extremadamente bajo, de - 65ºC. DOWTHERM A, por otro lado, como líder del mercado de fluidos caloportadores sintéticos en plantas de energía solar térmica, presenta desventajas ante la silicona, ya tiene un punto de congelación de 12ºC y un rango de temperaturas operacional de entre 60ºC y 400ºC. De igual forma, en el aceite térmico se produce una rápida degradación con el paso de los años a medida que se trabaja con el fluido, en comparación con HELISOL 5A, el cual también se degrada con su uso operacional, pero éste es mucho menos acusado. En cuanto a la formación de hidrógeno en las plantas con HELISOL 5A, se demostró que, si los colectores se llenaban de H2 en el mismo porcentaje que las de aceite térmico, las plantas con derivado de silicona siempre producían mayor energía, independientemente del porcentaje de hidrógeno. Con respecto a una posible reacción del HTF con la sal fundida del sistema de almacenamiento TES, la reacción exotérmica máxima de HELISOL 5A con la sal fundida es de aproximadamente 20% más baja en comparación con DPO / BP, siendo de 26,3 MJ/kg en la silicona y de 36,0 MJ/kg para el aceite, por lo una posible fuga con HELISOL 5A sería más segura. A su vez, gracias a las diferentes pruebas de fuego, el producto de WACKER ha mostrado ser menos inflamable y explosivo que DOWTHERM A. A causa de que el producto derivado de la silicona es mucho más novedoso y desconocido en el sector industrial, puede dificultarse su obtención en comparación con los aceites térmicos convencionales. Sin embargo, con el paso de los años, puede irse reconociendo entre una gran cantidad de proveedores y estar igual de disponible que otros HTF cotidianos. WACKER es el principal administrador de este producto de HELISOL 5A, el cual puede encargarse a través de su página web y, además, cuenta con un contacto de venta y soporte en Barcelona, llamada Wacker Química Ibérica SA, por lo que, poco a poco y gracias a su viabilidad y competitividad, puede ir introduciéndose en el mercado. Gracias a estas conclusiones, es necesario apostar por nuevos fluidos de transferencia en el sector industrial y en concreto en las centrales solares de concentración cilindroparabólicas, de forma que éstas puedan ser más eficientes y competitivas en el mercado eléctrico, pudiendo aumentar su producción a la red en periodos donde la demanda de energía sea muy elevada y no estén disponibles otras fuentes renovables, como el recurso eólico o hidráulico. El gran potencial de las plantas de CSP con almacenamiento, permite generar energía eléctrica a partir del recurso solar, incluso cuando éste no está disponible, hecho que la tecnología fotovoltaica no es capaz de realizar por sí misma, de modo que es una gran alternativa renovable, sin emisiones de CO2, rentable y eficiente frente a centrales térmicas de carbón, gas natural o ciclos combinados. En definitiva, las plantas de CSP poseen un grandísimo potencial de crecimiento, ya que aproximadamente sólo contribuyen a la energía eléctrica nacional en un 4% en su periodo de mayor capacidad de producción, Por tanto, para una transición energética descarbonizada y basada en energías renovables, es necesario seguir investigando e invirtiendo en este ámbito y en el desarrollo de la tecnología, tanto en sus componentes y elementos como en los fluidos caloportadores empleados en ellas. Bibliografía 106 106 8 BIBLIOGRAFÍA Abengoa, 2021. Abengoa. [En línea]. Alonso, D. V., 2021. 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