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Por Ulf Herrmann, Bruce Kelly y Henry Price
Traducido
por Alma Rosa López Martínez
Resumen
El método más avanzado de
almacenamiento de energía térmica para plantas termosolares es un
sistema
basado en dos
tanques de almacenamiento,
donde el fluido caliente transferido también
sirve como medio de almacenamiento. Este
concepto fue demostrado con éxito
en una planta termosolar comercial (13,8 MW e planta SEGS I, 120 MWh de
capacidad de almacenamiento t) y también fue demostrado en una planta
termosolar con una torre
(10 MW e Solar Two, 105 MWh de capacidad de
almacenamiento). Sin embargo el HTF utilizado en las plantas
cilindro-parabólicas
(30 – 80 MW e) es muy caro y aumenta el
precio dramáticamente conforme aumenta
el tamaño de almacenamiento. Un estudio de ingeniería se llevo a cabo
para
evaluar otro concepto, un líquido (menos caro) como la sal fundida, se
puede
utilizar como medio de almacenamiento en lugar de un HFT. Se realizó un
análisis detallado de rendimiento y de costes para evaluar el valor
económico
de este concepto. Los análisis se basaron principalmente en la
experiencia de
operación de las plantas SEGS y del proyecto Solar Two. El estudio
concluyó que
el coste específico del sistema se encontraba en un rango de USD $30-40/kWh dependiendo del tamaño de
almacenamiento. Desde que el
sistema de almacenamiento de sales fue operado exitosamente en el
proyecto
Solar Two, no hubo mayores obstáculos para hacer realidad este concepto
en la
primera planta termosolar cilindro-parabólica.
1. Introducción
La tecnología solar
cilindro-parabólica es la más probada y económica de operar en la
actualidad,
principalmente por las nueve plantas termosolares que operan con este
sistema
en el desierto de Mojave, California.
Las plantas SEGS desarrolladas por el grupo
Luz Internacional Limited
manejan un rango de potencia de 14MW a 80 MW, con una capacidad total
instalada
de 354 MV. Estas plantas continuaron trabajando diariamente por más de
18 años,
hasta el año 2001. Las SEGS acumularon
127 años de experiencia operacional. Estas plantas vendieron su energía
a la
compañía eléctrica local Southern California Edison, a través de
contratos
estándares. Una de las cláusulas de este tipo de contratos fue la de
proporcionar energía durante el mayor periodo de demanda.
En el Sur de California la mayor demanda
requerida es durante las tardes
de verano debido al uso del aire acondicionado. En el invierno la demanda baja
en la
tarde pero aumenta en la noche con la iluminación.
La primera planta SEGS (SEGS
I),
construida en 1984, incluyó tres horas de almacenamiento térmico que le
permitían a la planta poder abastecer energía solar en los cambios de
generación eléctrica producidos por la demanda. La planta utilizaba un
aceite
mineral HTF y un sistema de almacenamiento de dos tanques: un depósito
con
aceite frío y otro depósito con aceite caliente después de haber sido
calentado
a unos 300 °C. Con este sistema la planta logró abastecer energía aún en las tardes de
verano y noches
de invierno. Sin embargo el aceite mineral HTF es muy inflamable y no
puede
utilizarse en la tarde, las SEGS más eficientes operaban a temperaturas
muy
altas (aproximadamente 400 °C). Por lo tanto para estas plantas, el
sistema de
dos tanques de almacenamiento no continuó siendo factible, debido a que
el
costo de la HTF es mayor, y la presión del vapor de
óxido-bifenilo-difenil
exigiría mayor presión a los tanques de almacenamiento. Como resultado,
las
plantas SEGS comenzaron a utilizar combustibles fósiles cuando la
energía solar
no estaba disponible. Aunque no se han construido nuevas plantas SEGS
en los
últimos 10 años, existe un creciente interés en el desarrollo de nuevas
plantas
termosolares. La disponibilidad de un sistema de almacenamiento térmico
ha
permitido a estas plantas la expedición de energía y aumentar el factor
anual
de capacidad, que es una ventaja económica sobre otras opciones de
tecnologías
renovables.
Este artículo revisa un estudio
de
ingeniería que se llevó a cabo para evaluar la viabilidad del sistema
de
almacenamiento de sales fundidas en plantas termosolares
cilindro-parabólicas.
Este concepto fue probado en el proyecto Solar TWO, una planta con una
torre
que utiliza la sal fundida como el HTF. No hubo barreras técnicas
importantes
para llevar a cabo el estudio. El documento describe las propuestas de
almacenamiento térmico y los resultados de una evaluación económica.
Los
cálculos fueron hechos para un ciclo Rankine de 50 MW para diferentes
tamaños
de almacenamiento que van de 0 a 15 h de máxima operación.
2. Descripción del concepto de la planta.
Las plantas termosolares
cilindro-parabólicas se componen por un campo largo de conectores
cilindro-parabólicos, un fluido de transferencia caliente / un sistema
de
generación de vapor, una turbina de vapor Rankine / un ciclo generador
y un
almacenamiento térmico opcional y / o un sistema de combustibles
fósiles.
El campo de conectores consiste
en
un largo campo de colectores solares cilindro-parabólicos ubicados en
un solo
eje de seguimiento. El
fluido de
transferencia caliente (HTF) es calentado a una temperatura de 393 °C a medida que circula a
través de los colectores
y regresa a una
serie de
intercambiadores de calor (HX), donde el líquido se utiliza para generar vapor caliente a alta
presión (100 bar, 371 °C).
El vapor sobrecalentado
alimenta a
través de una manera convencional a una turbina de vapor que a su vez
genera la
electricidad. Las plantas actuales de colectores cilindro-parabólicos
se han
diseñado para utilizar la energía solar como fuente primaria de energía
para
producir electricidad. Gracias a la suficiente entrada de energía
solar, las
plantas pueden operar a plena potencia nominal utilizando únicamente la
energía
solar. Durante los meses de verano, las plantas operan habitualmente de
10 a 12
horas al día a plena potencia nominal eléctrica. Para poder alcanzar
esta
potencia incluso durante los periodos de irradiación, se han diseñado
plantas
solares-híbridas, es decir, plantas que utilizan combustibles fósiles
para
complementar la producción solar durante los periodos de baja radiación
solar.
El sistema de almacenamiento térmico se puede integrar al diseño de una
planta
para permitir que la energía solar se pueda almacenar y utilizar cuando
sea
requerida.
Fig.1 Muestra
un esquema del flujo del proceso de
una típica planta cilindro-parabólica con dos tanques de almacenamiento
de
térmico. En esta configuración, el HTF del campo solar es enviado a un
intercambiador de calor donde se utiliza para cargar el sistema de
almacenamiento térmico. La sal del tanque frío se calienta arriba de
unos 385
°C y se almacena en el tanque de sales calientes. Cuando el sistema de
almacenamiento se descarga, la sal del tanque caliente es enviada de
nuevo al
HTF, al intercambiador de sales calientes y ahí se utiliza para
calentar el HTF
frío. El HTF caliente se envía a la planta de energía. La sal ya
enfriada se
devuelve al tanque frío. La temperatura de la sal fría es de unos 300
°C.
Fig
1. Esquema del flujo del proceso de una típica planta
cilindro-parabólica con
dos tanques de almacenamiento de térmico
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