martes, 24 de mayo de 2011

PLANTA SOLAR TERMOELÉCTRICA DE 50 MW CON COLECTORES CILINDRO PARABÓLICOS EN SONORA –MÉXICO- I

INTRODUCCIÓN
Antes de nada, comenzamos con un poco de información general sobre esta tecnología. En función del rango de aprovechamiento térmico, se distinguen tres tipos de energía solar térmica: de baja, media y alta temperatura. La energía solar térmica de baja temperatura se aplica cuando las temperaturas no son superiores a 80°C, tal es el caso de la obtención de agua caliente sanitaria y la de agua o aire caliente para calefacción de viviendas. La de media temperatura, con temperaturas entre 80°C y 250°C, es la empleada en la producción de vapor para procesos industriales, producción de energía eléctrica a pequeña escala, detoxificación solar1 (descontaminación de gases y aguas residuales), desalación de agua de mar y refrigeración por absorción (compresores térmicos). Finalmente, la de alta temperatura es la que se utiliza cuando se requieren temperaturas superiores a 250°C, aplicándose, fundamentalmente, para la producción de electricidad a gran escala. No obstante, en este rango se contemplan otros usos como por ejemplo la síntesis y/o tratamiento superficial de materiales en hornos solares, producción de hidrógeno y otros combustibles solares (bioeteanol, biodiesel, etc.) e, incluso, experimentos astrofísicos.

Colectores solares de concentración: Haciendo uso de los métodos de concentración con elementos ópticos (lentes y espejos), estos dispositivos, de diseño más complejo, son capaces de captar y concentrar la radiación solar, consiguiendo elevar la temperatura del fluido termoportador por encima de 80°C. Se aplican en el campo de la energía solar térmica de media y alta temperatura. La principal complicación que presentan es la necesidad de un sistema de seguimiento para conseguir que el colector esté permanentemente orientado en dirección al sol.

Se distinguen tres tipos de sistemas de concentración solar térmica: colectores cilindro-parabólicos (Figura 1.a), sistemas de receptor central/ centrales de torre (Figura 1.b) y discos parabólicos (Figura 1.c) (Tabla 1). El primero de ellos pertenece al rango de aprovechamiento térmico de media-alta temperatura (125-450°C) y los dos últimos al que podíamos denominar de alta y/o muy alta temperatura (> 450°C). En la Tabla 1 se muestran las características más representativas de cada uno de estos sistemas.

Cabe destacar que España es líder mundial en este tipo de tecnología solar, como lo demuestra el mapa de las instalaciones que actualmente se encuentran en funcionamiento, en fase de construcción y las que se van a construir hasta el 2014, como se puede ver en la figura 2.

Figura 2.


La potencia total instalada en Mayo de 2011 asciende a 632 MW, una cifra muy importante.

LOCALIZACIÓN DE LA INSTALACIÓN

Dado el alto potencial solar de la zona de Sonora en México, trataremos de esbozar en esta primera parte el dimensionado del campo de colectores que componen una planta de este tipo.

Uno de los primeros pasos a realizar es la localización de la instalación. Como siempre hemos mencionado para las infraestructuras que nos interesan es necesario un alto recurso solar. A diferencia de las instalaciones fotovoltaicas, las plantas termosolares eléctricas, al utilizar sistemas de concentración, solamente aprovechan la fracción de radiación directa de la componente global, por lo que el parámetro que nos interesa a la hora de seleccionar la ubicación será la radiación directa normal (DNR) incidente en la región.

Para determinar la mejor ubicación desde la perspectiva del recurso solar en México se ha recurrido al documento publicado por el Instituto de Ingeniería UNAM “Irradiación Global, Directa y Difusa en superficies horizontales e inclinadas, así como irradiación directa normal, en la República Mexicana”. En este escrito la irradiación directa normal se muestra en los mapas 13 a 24. Se puede apreciar que durante todo el año la región noroeste del país es la que mayor radiación recibe, con un mínimo de aproximadamente 5,56 kWhm-2 de diciembre a enero y cerca de 8,33 kWhm-2 en los meses sin lluvia. El sureste de Oaxaca recibe energía radiante de más de 5,55 kWhm-2 durante el periodo de octubre a abril, con un máximo de 7,78 kWhm-2 en febrero.

Vemos también una zona definida por los estados de Durango y Zacatecas, que también recibe una buena densidad de flujo de radiación de febrero a mayo, de entre 7,78 y 8,33 kWhm-2.

Teniendo como referencia los mapas elaborados por este estudio, podemos obtener la radiación directa normal media mensual en la zona, cuya referencias geográficas estarían en una malla comprendida entre 30º y 28º Latitud Norte y entre -109º y -112º Longitud Oeste. El cuadro inferior resume los datos propuestos para ubicar las infraestructuras.

Cuadro 1.


Así mismo, podemos corroborar el alto grado de radiación incidente en la región con el siguiente mapa obtenido de la web que la Secretaría de Energía SENER. El color anaranjado coincide con los datos más altos.



Imagen 1. DNR México


Una vez identificada la zona con mayor porcentaje de recurso solar, debemos de tener en cuenta que dadas las características de la instalación, será necesario un punto de abastecimiento de gas para la instalación auxiliar de combustión. Estas instalaciones tienen como objetivo principal la de mantener el fluido térmico que circula por los tubos de los colectores por encima de su punto de solidificación en el caso de una baja radiación y, como es obvio, por la noche. Una segunda posibilidad que permitirían las instalaciones de combustión sería la de seguir produciendo energía incluso en los momentos en los que la radiación no fuese suficiente. Esta posibilidad deberá de ser limitada a un máximo de energía producida mediante la combustión del gas, por motivos obvios de incompatibilidad de criterios.

Una alternativa a la combustión de gas es la utilización de otro recurso renovable, por ejemplo biomasa. Precisamente esta hibridación fue mi proyecto fin de Master allá por el 2002, galardonado con el premio investigación energías renovables por Caja España y que para mi satisfacción, parece ser que en fechas recientes se ha comenzando con la utilización de este criterio en una planta industrial que entrará en operación el próximo año.

Volviendo a lo nuestro y centrándonos en el sistema eléctrico Mexicano, éste está dividido en 9 Regiones. La operación de estas nueve regiones está bajo la responsabilidad de ocho centros de control ubicados en las ciudades de México, Puebla, Guadalajara, Hermosillo, Gómez Palacio, Monterrey y Mérida; las dos regiones de Baja California se administran desde Mexicali.

La región a la que pertenecerían las instalaciones termoeléctricas según su ubicación, correspondería con la región noroeste. El área de control del noroeste (ACNO) se conforma por los estados de Sonora y Sinaloa. En el primero y el cual nos centramos, se integran eléctricamente las zonas Nogales, Santa Ana-Caborca, Cananea-Nacorazi, Hermosillo, Agrícola Hermosillo, Guaymas, Obregón y Navojoa.

El sistema eléctrico del ACNO se caracteriza por su estructura longitudinal, con un total de 1.200 km entre sus extremos y enlaces entre zonas en niveles de 230 kV y 115 kV. La red troncal del área opera en 230 kV, con un corredor aislado en 400 kV desde Culiacán hasta Guaymas.

En la zona en la que se pretende realizar la planta existen dos subestaciones cercanas, Seis de Abril y Puerto Peñasco, interconectadas mediante una línea de 230 kV de doble circuito. Para la interconexión de la planta solar termoeléctrica se intentará que se acceda por parte del organismo regulador, a una interconexión en T en el punto más cercano a la planta con la línea de alta tensión de 230 kV. En el supuesto de que esto no fuese posible y nos obligasen a conectarnos en una de las SET mencionadas, tendremos que ubicar las instalaciones lo más próximas posibles a una de las SET. En cualquiera de las dos opciones, se deberá de plantear la construcción de una SET que eleve la tensión de salida del generador a la de 230 kV.

La opción de conexión en T es la más rentable ya que evitaría la construcción de las posiciones de línea y transformación complementarias a realizar en la SET de evacuación Seis de Abril o Puerto Peñasco. Aún permitiendo el organismo regulador la conexión en T sobre la línea de alta tensión, serán necesarias adecuaciones de refuerzo en ambas subestaciones.

En las plantas termosolares como ésta, al llevar asociado un ciclo Rankine, será necesario también disponer de un suministro de agua suficiente para mantener el funcionamiento de los sistemas, por lo que habrá que gestionar con las autoridades competentes un volumen anual para fines industriales. Se analizará más adelante las necesidades de esta planta.

INSTALACIÓN SOLAR TERMOELÉCTRICA

La solución técnica supone la instalación de un conjunto de colectores cilindro-parabólicos (espejos auto-orientables con seguimiento solar de 1 eje), concentrando la radiación solar sobre una hilera de tubos colectores situados en la línea focal del colector solar (campo solar).

Por los tubos colectores circula un fluido térmico que se calienta por el aporte solar. Este fluido se lleva al sistema de generación de vapor, donde se produce vapor sobrecalentado, que acciona un conjunto de turbina-alternador convencional, generando electricidad que se exporta en su totalidad a la red.

En los momentos en los que la radiación solar es mayor y la energía aportada por el fluido térmico es superior al del sistema de generación de vapor, el excedente de energía se transfiere a unas sales fundidas a través de unos intercambiadores. Dichas sales calientes, almacenadas en unos tanques, son utilizadas para calentar el fluido térmico cuando la radiación solar no es suficiente. La figura 3 muestra un esquema de la instalación:

Figura 3.


La central solar termoeléctrica se diseña con un campo de colectores cilindro-parabólicos ocupando una superficie de unas 200 Has, a confirmar con los estudios de detalle posteriores. Estos colectores van dotados de un sistema de movimiento en 1 eje, que permite seguir el movimiento del sol, así como plegar los colectores en caso de viento excesivo.

El sistema de almacenamiento de energía térmica, mediante sales fundidas, consiste en dos tanques de sales, que circulan en circuito cerrado. El fluido, calentado hasta 393 ºC en el intercambiador fluido térmico-sales, se almacena en el tanque de sales calientes. Dichas sales se bombean al mismo intercambiador, donde ceden parcialmente su energía térmica, rebajando su temperatura hasta 290 ºC (para evitar solidificaciones de las sales), y bombeándose posteriormente al tanque de sales frías, donde se almacena a esa temperatura.

Las sales fundidas, gracias a su eficiencia térmica, pueden ser almacenadas durante largos períodos de tiempo antes de utilizarlas para generar electricidad. La superficie de colectores y capacidad del tubo colector, están dimensionadas para producir durante las horas diurnas el calor necesario no sólo para generar el vapor que requiere el conjunto Turbina-alternador a pleno rendimiento, sino el calor adicional necesario para disponer de energía térmica de reserva que permite mantener la producción eléctrica durante períodos de hasta 15 h sin recibir irradiación solar. De esta manera, la planta opera con un Factor de Capacidad anual cercano al 41%.

El sistema térmico de la planta se completa con una instalación auxiliar de combustión de gas, de 30 MWt de potencia térmica, que permite mantener la temperatura del fluido térmico en caso de que una baja disponibilidad de irradiación pueda afectar a la entrega prevista de energía, cumpliendo siempre la limitación de que la electricidad generada en cada año con este combustible no supere el 15 % de la producción total de electricidad del mismo período.

Los colectores cilindro-parabólicos, compuestos por espejos en forma de parábola cilíndrica, poseen tubo metálico colector, en cuyo interior circula el fluido caloportador o HTF (aceite), rodeado por un tubo transparente y existiendo vacío entre ambos para minimizar las pérdidas convectiva y conductiva. La radiación solar directa incide según el eje de la parábola, perpendicularmente al plano de apertura, concentrándose sobre el eje focal y siendo absorbida gracias a la elevada absorción del tubo receptor. Este eleva su temperatura, y es susceptible de transmitir calor por conducción al fluido caloportador. Al elevar su temperatura, el tubo irradia energía hacia el espacio, en la medida que su reducida emitancia y el tubo protector de vidrio lo permiten.

Figura 4. Esquema de un tubo absorbente típico


La concentración óptica de la radiación solar hace que la superficie del tubo receptor o absorbente sea mucho menor que el área de apertura del colector, lo que reduce significativamente las pérdidas térmicas del colector, ya que las pérdidas térmicas no dependen solamente de la temperatura de trabajo, sino también de la superficie del absorbente.

Para el dimensionado del campo de colectores cilindro-parabólicos (CCP) es necesario partir de una serie de ecuaciones previas que se obtienen del cálculo de los siguientes parámetros:

• Cálculo de los parámetros básicos

• Cálculo de las pérdidas ópticas y geométricas

• Pérdidas térmicas

• Rendimiento

• Cálculo del ángulo de incidencia

Dimensionado del campo de colectores cilíndrico-parabólicos

Cuando se trata de plantas solares para la producción de electricidad, lo lógico es orientar el eje de giro de los colectores en la dirección Norte-Sur (los colectores giran del Este al Oeste), porque esa es la orientación que permite producir el máximo de electricidad al cabo de un año completo.

El punto de diseño lo fijamos al medio día solar del día 15 de junio, por lo que debemos tener en cuenta que la potencia térmica útil del campo solar en invierno va a ser mucho menor que en el punto de diseño (debido a que la orientación del eje de giro de los colectores es Norte-Sur). Si hubiésemos decidido fijar el punto de diseño en un día de invierno tendríamos que tener presente que en los días de verano el campo solar nos daría una potencia térmica muy superior a la del punto de diseño.

Para el dimensionado de una planta de potencia eléctrica neta de 50 MW, utilizando la información disponible de las plantas actuales en funcionamiento, el rendimiento máximo del ciclo Rankine de una Central solar termoeléctrica es del 37,5%, por lo que la potencia térmica que debe suministrar el campo solar es de:

50MWe/0,375= 133,067 MWt

Para fijar las temperaturas que debe tener el aceite a la entrada y salida del campo solar, debemos de tener en cuenta el ciclo Rankine y el intercambiador de calor aceite/agua de la Central, por lo que dichas temperaturas a la entrada y salida del campo lo fijamos con un sato térmico de 100ºC, es decir:

Ti=293º, To=393ºC

El valor del ángulo de incidencia al mediodía solar del 15 de Junio en la ubicación de la planta, cuyas coordenadas geográficas son:

Latitud=30º 41’ 46’’ N , Longitud= 112º 11’ 47’’ O

es de φ=9,82º.

Como valor de diseño para la radiación solar directa tomamos 875 W/m2, que es el valor obtenido a las 12 horas solar del mes de junio en el lugar de ubicación de la Central. Para la temperatura ambiente podemos suponer un valor de 40°C, que parece un valor razonable para los días de junio al medio día solar.

Ya tenemos definidos los siguientes parámetros para el punto de diseño:

• Potencia térmica neta del campo solar: Pu = 133,067 MWt

• Radiación solar directa: I = 875 w/m2

• Temperatura del aceite a la entrada del campo solar: Ti = 293°C

• Temperatura del aceite a la salida del campo solar: To = 393°C

• Angulo de incidencia ϕ = 9,82°

• Temperatura ambiente: 40°C

En este punto hemos de decidir cuál va a ser el modelo de colector que vamos a instalar. Para grandes Centrales solares termoeléctricas, el modelo de colector cilindroparabólico que resulta actualmente más adecuado es el LS-3, el cual tiene más de 20 años de probada eficiencia, habiendo utilizado los datos facilitados por la empresa LUZ Internacional creadora del mismo. Las características de los Colectores cilindro-parabólicos son las siguientes:

• Modelo: LS3

• Precisión del seguimiento solar: 0,10 (º)

• Máxima velocidad de viento para operar: 56 km/h

• Estructura: Tubular

• Superficie selectiva del absorbente: Cermet

• Absortividad: 95%

• Transmisividad: 93 %

• Emisividad: 18% (350ºC)

• Distancia focal del concentrador solar: 1.71

• Angulo de apertura: 80º

• Reflectividad: 93 %

• Ancho de la parábola: 5,76 m

• Diámetro int./ext. del absorbente metálico: 65/70 mm

• Sección transversal: 33,18.10-4 m2

• Concentración geométrica: 26

• Longitud: 100 m

• Distancia entre apoyos: 12 m

• Superficie de espejos: 545 m2

• Temperatura máxima de trabajo: 390 ºC

• Distancia entre filas paralelas: 15 m

• Factor de interceptación: 93 %

• Eficiencia óptica pico: 0.75

• Superficie colectora neta: 431.640 m2

• Seguimiento solar: Sí

• Caloportador: aceite térmico operando entre 12 y 400 ºC

• Temperatura de entrada/salida del campo solar: 293/393 ºC

• Pérdidas térmicas: 10 %

• Tipo de aceite: M-VP1

• Volumen de aceite: 1.092 m3

Los colectores se agrupan en serie para formar unidades de 100 m de longitud llamados módulos SCA los cuales, a su vez, se unen en filas y éstas en paralelo con otras filas formando lazos hasta conseguir la potencia térmica deseada. Un aspecto importante en los campos de colectores CCP es el modo en que se unen entre si los colectores solares, ya que el elemento que se use debe permitir el movimiento independiente de los colectores dentro de una misma fila, a la vez que debe absorber las dilataciones térmicas de los tubos absorbentes.

En la figura siguiente aparece las dimensiones de un colector cilindro parabólico.

Figura 5.


En las siguientes figuras se muestra tanto el seguimiento solar típico del modelo propuesto, así como la asociación de módulos SCA en serie hasta completar los 100 m.

Figura 6. Seguimiento del CCP
Figura 7. Dimensiones de un colector Cilindro-parabólico LS3


Elección del tipo de aceite y determinación de sus parámetros termodinámicos

El aceite elegido es el Monsanto VP-1 que es el utilizado como fluido de trabajo en las plantas SEGS por la empresa LUZ Internacional para el colector LS-3. La elección de este aceite la hemos corroborado usando el programa “Monsanto.exe” facilitado por el fabricante, en su opción 3 de su menú principal. Se han definido unas temperaturas máxima y mínima de trabajo de 395°C y 100°C respectivamente y el programa nos dice que tanto por precio como por estabilidad térmica el mejor aceite es el VP-1, pero debemos mantenerlo presurizado para que cuando esté caliente no pase a fase vapor.

Las características principales del aceite Monsanto VP-1 son las que se describen a continuación:

• Caloportador: aceite térmico operando entre 12 y 400 ºC

• Temperatura de entrada/salida del campo solar: 293/393 ºC

• Pérdidas térmicas: 10 %

• Tipo de aceite: M-VP1

Para ver cuál es la presión mínima a la que hay que mantenerlo, debemos ver con el programa “Monsanto.exe” cuál es su presión de vapor a la máxima temperatura de trabajo (393°C) y añadirle unos 2 bar sobre ese valor para tener suficiente seguridad de que en ningún momento se nos evaporare el aceite. En el caso del aceite VP-1, su presión de vapor a 393°C es de 10 bar (según el programa “Monsanto.exe”), por lo que deberá mantenerse presurizado a 12 bar como mínimo.

Hecho esto, se obtiene también el valor de la densidad y del calor específico del aceite VP-1 en función de su temperatura. Para facilitar los cálculos posteriores, es útil expresar estos dos parámetros en función de la temperatura, en forma polinómica. Para calcular dichas expresiones, se utiliza nuevamente el programa “Monsanto.exe” y se obtienen los valores concretos para diversas temperaturas puntuales dentro del rango de temperaturas en el que va a trabajar el aceite. Utilizando el programa “Monsanto.exe” para el rango de temperaturas desde 200°C hasta 395°C se obtienen los siguientes valores:

Densidad:
Calor específico:

Haciendo un ajuste polinómico de estos valores se ve que se ajustan bien a un polinomio de primer grado (error < 1%), obteniéndose las expresiones siguientes:

Cálculo del caudal de aceite por cada fila de colectores en el punto de diseño



El caudal de aceite por cada fila de colectores en el punto de diseño ha de hacerse buscando que el valor del número de Reynolds sea siempre suficientemente elevado como para que se garantice una buena transferencia de calor en el interior del tubo absorbedor (régimen turbulento completamente desarrollado). Para ello, vamos a adoptar un valor de 1,5x105 como valor del número de Reynolds en el caso más desfavorable. El caso más desfavorable que se estima es el invierno, que es cuando el caudal de aceite llega a ser sólo un 23% el del verano, debido a la menor radiación solar disponible en esa época del año para colectores con su eje orientado Norte-Sur. Así pues, si queremos que en el caso más desfavorable en invierno el número de Reynolds sea de 1,5x105 y teniendo en cuenta que:

a) el caudal en los días de junio (verano) van a ser del orden de cuatro veces superiores al caudal en los momentos más desfavorables en invierno, y

b) el número de Reynolds es proporcional al caudal (y por consiguiente a la velocidad con que circula el aceite por el interior de los tubos absorbedores), concluimos que en el punto de diseño. La expresión del número de Reynolds es:

Siendo "μ" la viscosidad dinámica del fluido (kg/m.s), "V" la velocidad del fluido, "D" es el diámetro interior de los tubos absorbedores y "ρ" es la densidad del aceite.

Para la determinación de los parámetros del aceite durante la fase de pre-diseño del campo solar es necesario adoptar una temperatura media, que en nuestro caso es: (293 + 393) /2 = 343°C. Si consideramos este valor medio de la temperatura del aceite en el campo solar, el programa “Monsanto.exe” nos da un valor de la viscosidad dinámica, "μ", de 1,826 x 10-4 Pa.s o kg/m.s.

Por otro lado, situando esos mismos 343 ºC de temperatura media en la ecuación (2.42) da un valor de la densidad, ρ, de 766,7 kg/m3.

Ahora ya podemos obtener el valor de la velocidad que necesitamos para que Re=1,5 ⋅105/0,23 = 6,52x105 despejando la misma en su ecuación. Puesto que el diámetro interior del tubo absorbente de un colector LS-3 es de 65 mm, podemos despejar en la ecuación (2.44) la velocidad mínima que ha de tener el aceite dentro del tubo absorbente:


V = 6,52x105 x 1,826x10-4 (kg/m.s) / 766,7 (kg/ m3) x 0,065 (m) = 2,389 m/s

Conociendo todos los parámetros precedentes, estamos en disposición de obtener el caudal másico equivalente a través de la siguiente ecuación:


Siendo, “M” el caudal másico, “V” la velocidad del fluido, “st” la sección transversal de los tubos absorbedores y "D" la densidad del aceite.

Puesto que la densidad del aceite a 343°C es de 766,7 kg/m3 y el tubo absorbente tiene una sección transversal de 33,18x104 m2, el caudal másico equivalente para una velocidad de 2,389 m/s es:

M = 2,389 (m/s) x 33,18 x 10-4 (m2) x 766,7 (kg/ m3 ) = 6,079 kg/s

Con este valor ya tenemos definido el caudal másico de diseño de cada fila de colectores en el punto de diseño.

Cálculo del incremento de temperatura del aceite en un CCP LS-3

A continuación, calculamos cual es el incremento de temperatura que puede alcanzar el aceite en el colector LS-3 bajo las condiciones de diseño definidas anteriormente. Para ello, primero hay que determinar las pérdidas térmicas que van a tener lugar en el colector. El coeficiente global de pérdidas térmicas viene dado por la ecuación:
El valor de los coeficientes "a", "b" y "c" de la ecuación para una temperatura de trabajo del aceite igual o superior a 300°C son: 2,8954; -0,0164 y 0,000065 respectivamente (de acuerdo con las tabla calculadas por el CIEMAT para el colector LS3). De este modo la ecuación queda de la forma:
Debido al flujo de calor desde el exterior del tubo absorbedor hacia el aceite que circula por su interior, la temperatura del absorbente, Tabs , es de unos 10 grados superior a la del aceite (343°C), por consiguiente consideramos que Tabs= 353°C y Tamb= 30°C, con lo que de la ecuación se obtiene un valor de:


UL )abs=2,895–0,016x(353ºC–40ºC)+0,000065x(353 ºC–40 ºC)2 = 4,2549 [W/m2abs ºC]

Puesto que el área total del tubo absorbente de un colector LS-3, cuya longitud es de 100 m, es de 21,77 m2, las pérdidas térmicas en el colector cuya temperatura media del aceite es de 343°C serán:

Qloss=UL x Aabs x (Tabs – Tamb)= 4,2549 x 21,77 x (353-40) = 28.992,93 W

El modificador por ángulo de incidencia, K, depende directamente del ángulo de incidencia, siendo . El valor de K se da como una función que se determina experimentalmente. Para el colector LS3, K viene dado por la expresión polinómica (2.19) para valores de φ comprendidos entre 0 y 80º y para valores de 80º a 90º se utiliza la ecuación 2.20:

Por su parte, el valor del modificador por ángulo de incidencia, K, para un ángulo de =9,82° es de conforme a la siguiente ecuación:


K(0)=1-2,23073x10-4x9,82-1,1x10-4x9,822+3,18596x10-6x9,823-4,85509x10-8x9,824=0,98976737

Por otro lado, de las características del colector LS-3 que figuran anteriormente, sabemos que su rendimiento óptico pico es el de:

ηopt,0º=0,75

El área total de espejos de los 8 módulos cilindro-parabólicos que componen un colector LS3 es de 545 m2 de acuerdo con los datos del fabricante:

A = 545 m2

y de acuerdo con la ecuación de la energía solar incidente sobre el colector, Q ̇sol=Ac x I x cos(ϕ), la energía solar disponible en la apertura del colector LS-3 es de:

Qsol=545 m2 x 875 W/m2 x 0.9853 = 469.888 W

Ahora debemos calcular la potencia térmica útil que nos suministra un colector LS-3 bajo las condiciones de diseño que se han establecido. Para ello se utiliza la ecuación (2.23), estableciendo un factor de ensuciamiento, Fe de 0,95:

Sustituyendo tenemos:

Qutil= 469.888 x 0,75 x 0,98976737 x 0,95 - 28.992,93 = 302.376,43 W

Como, por otro lado, la potencia térmica útil se invierte en aumentar la entalpía del aceite, tenemos que de la ecuación:


Si se expresa el incremento de entalpía, en función del calor especifico del aceite, y se integra entre las temperaturas de salida y de entrada en el colector, se obtienen las fórmulas:

302,376=6,079 x (1,479Tout + 0,0014T2out – 672);

0,00851T2out+8,99Tout-4387,46=0

Tout=362,84ºC

Por consiguiente, el incremento de temperatura en un colector es de:

362,84-343=19,84ºC

Calculo del número de colectores que deben conectarse en serie dentro de cada fila

Puesto que deseamos tener un incremento total de 100 °C en cada fila de colectores, y en un colector se consigue un incremento de 19,84 °C, el número de colectores que debemos conectar en serie dentro de cada fila es:

100/19,84=5,04

A la vista del nº obtenido, en principio sería conveniente colocar 5 colectores por fila, sin embargo, desde el punto de vista constructivo, es conveniente elegir un número par de colectores, para que las filas se puedan disponer en forma de “U” y adoptar una configuración del tipo “alimentación central” para las tuberías del campo de colectores. Así pues, dejamos en seis el número de colectores conectados en serie dentro de cada fila. Como hemos aumentado el número de colectores desde 5,04 a 6, el caudal de aceite por fila tiene que ser aumentado en la misma proporción, de modo que el nuevo caudal de aceite que debe circular por cada fila de tres colectores es:

6,079 x (6/5,04)= 7,236 Kg/s

Con este caudal de aceite la velocidad del fluido, V, se eleva hasta 2,844 obteniéndose un caudal másico, M, de 7,236 kg/s por cada 6 colectores.

Con este caudal de aceite por fila se obtiene un número de Reynolds (7,762•105) incluso superior al inicialmente previsto, por lo que no se pone en peligro una buena transferencia de calor en los tubos absorbedores.

Cálculo del número de filas paralelas necesario

La potencia térmica útil que suministrará cada fila en el punto de diseño será:

6 x 302,376 kWt = 1.814,256 kWt

La planta, como hemos mencionado, se diseña para un almacenamiento de 7 h de funcionamiento, por lo que el campo de colectores deberá de general la potencia térmica necesaria para entregar 133 MWt más el almacenamiento que es de (133MWt x 7h=931MWt).

Para conseguir estas condiciones, si bien se puede realizar de forma iterativa, es mejor realizarlo a través de programas tipo SAM (Solar Advisor Model). Este programa necesita una serie de datos de entrada como son: la potencia de la turbina, el área total de los colectores, las horas de almacenamiento, el tipo de colector, la ubicación geográfica, el salto de temperatura del fluido caloportador y el tipo de fluido caloportador, parámetros que ya hemos indicado anteriormente.

El programa nos indica que el múltiplo solar que cumple con las condiciones indicadas es de 1,8 y así evitar la necesidad de desenfoque de parte del campo solar durante el mes de junio, por lo que la potencia útil que debe de general el campo solar es de:

1,8 x 133 MWt= 239,4MWt

Finalmente para terminar con el diseño del campo de colectores se debe calcular que cantidad de colectores en paralelo es necesario conectar. Se sabe que un colector da una potencia de 302,376 kW, como se conectan 6 colectores en serie por cada lazo proporcionará una potencia de 1.814,256 kW.

Así que:

239,4/1,814=131,97 lazos
Resumen de los datos de diseño

Ref.:



Energía Solar Termoeléctrica. Ciemat


Irradiación Global, Directa y Difusa en superficies horizontales e inclinadas, así como irradiación directa normal, en la República Mexicana. Instituto de Ingeniería UNAM


Programa de obras e inversiones del sector eléctrico (2010-2024). Comisión Federal de Electricidad.


Sistemas Termosolares de Concentración. Manuel Silva Pérez