domingo, julio 09, 2006

Chispas IV: Torres de potencia


O energía termosolar de concentración: tecnología de receptor central.

Imaginen un campo muy grande lleno de espejos que estén convenientemente orientados de forma que el centro de todos ellos apunte hacia un mismo punto. Lógicamente, los rayos incidentes en todos ellos rebotarán hacia ese mismo punto, teniendo en cuenta que cuando un rayo incide en una superficie especular, su reflejo parte de la misma formando el con la perpendicular a la superficie el mismo ángulo que formaba el rayo que entraba en ella.

Ahora imaginen que en el punto al que están orientados todos espejos se coloca una superficie receptora que, lógicamente, tiene que tener como mínimo las mismas dimensiones que los espejos para que no haya rayos que se escapen. E imaginen que esa superficie es negra, y que absorbe la radiación que recibe para convertirla en calor. Lógicamente, para que esto se pueda llevar a cabo, es necesario que la superficie negra esté colocada bastante por encima de los espejos, y por lo tanto, necesitará de una sustentación, que la proporciona la torre.

Y ahora imaginen que por el interior de la superficie negra se hace circular un fluído al que e transfiere todo el calor así generado, y que será después empleado en algún proceso industrial. Con todos estos datos más la foto que figura más arriba, tienen ya todos los ingredientes para saber en qué consiste una instalación termosolar de concentración por receptor central. Estas instalaciones están sobre todo pensadas para la producción eléctrica, pero pueden ser empleadas en otros procesos, como por ejemplo en la disociación del agua para obtener hidrógeno, ya que se alcanzan temperaturas que pueden ser hasta de 1000 ºC.

La superficie receptora puede ser plana, como lo es la de la foto, que es la instalación de un MWe que hay en la Plataforma Solar de Almería. En este caso, los espejos se situan en sectores de círculo alrededor de la torre en uno solo de sus lados. También puede ser de cavidad, que es el mismo caso pero haciendo un saliente en la torre para darle forma de cavidad con el objeto de aumentar la absorción de energía radiante. Y también puede ser cilíndrico, en cuyo caso se pueden disponer espejos por todos los lados de la torre, como es el caso de la instalación Solar Two en Barstow (California) o la futura Solar Tres en Écija (Sevilla), de 17 MWe.

El fluído que se hace circular por el interior de la superficie receptora puede ser agua que se evapora y sobrecalienta a la temperatura necesaria para alimentar el ciclo de potencia, como es el caso de la instalación de la foto o de la PS10, de 11 MWe, que está siendo terminada en Sanlúcar la Mayor. También pueden ser sales de nitrato que después se almacenan a una temperatura dada para poder regular mejor su empleo, de forma que se consigue hacer que la central trabaje fuera de las horas de sol también. Así, la solar Tres está pensado que trabaje a pleno rendimiento durante 5500 horas al año, lo que supone el 70% del tiempo, incluyendo noches y períodos lluviosos. Las sales de nitrato se emplean después para evaporar agua en un intercambiador de calor, lógicamente.

Por último, otra posibilidad es la de emplear aire como fluido caloportador, aunque esta está en estudio.

Se llama factor de concentración de la planta (en todas las instalaciones termosolares) a la comparación entre la radiación solar incidente en el exterior, y la incidente en la superficie receptora. A mayor factor de concentración, mayor temperatura de trabajo, como es de suponer. La máxima temperatura alcanzada en instalaciones en uso son los 575 ºC de la Solar Two. A nivel experimental, se han alcanzado los 1200 ºC, con factores de concentración de hasta 3000 soles.

Se llama capacidad de la planta a la comparación entre las horas de funcionamiento a pleno rendimiento y las horas anuales posibles, que son 8760. A mayor capacidad, mejor aprovechamiento de los elementos que dependen de la instalación, tales como turbinas, red eléctrica, generadores, etc. La mejor hasta el momento es la de la Solar Two, del 65%, aunque hay que tener en cuenta que aumentar la capacidad supone un encarecimiento notable de la planta.

Por último, se llama rendimiento óptico del campo solar al cociente entre la energía térmica transferida al fluído y la energía radiante del sol que es captada en los espejos. Esta depende de la reflectividad de los mismos, de su grado de limpieza, de la absortividad de la superficie receptora, de la conductividad de los tubos portadores del fluído, de la emisividad de la superficie receptora, y de aspectos tales como las sombras de unos espejos en otros, los apantallamientos, la dispersión de los rayos, etc, etc. Un rendimiento óptico tipo en una instalación así es del 51%, lo que quiere decir que el 51% de la energía radiante procedente del sol es efectivamente transferida al fluido.

Si se tiene en cuenta que después, en la planta de potencia, el rendimiento de la misma (conversión de energía térmica en eléctrica) viene siendo de en torno al 36%, quiere decirse que la conversión efectiva solar eléctrica es de en torno a un 18,5%, que no está mal si se tiene en cuenta que la materia prima es gratuita. Se espera llegar con estas instalaciones a niveles de en torno a un 20-22%.

Así, con los datos anteriores, se deduce que una planta de 15 MWe necesitaría ser capaz de captar 81 MW de energía radiante solar. Si admitimos como valor típico de radiación solar 875 W/m2, quiere decirse que son necersarios 92600 m2 de superficie de espejos, y si lo que se emplean son espejos del tipo de los fabricados por Solucar, de 120 m2, serán necesarios 772 espejos para conseguirlo. Nótese que estos espejos tienen una dimensiones de 12*10 m, es decir, que pequeños no son.

Quiere decirse que, suponiendo que la superficie receptora sea del mismo tamaño que los espejos (lo cual no es atípico, pues estos tienen cierta curvatura para aumentar la concentración), el factor de concentración es de 772 soles.

La temperatura que alcance el fluído, así como la capacidad de la planta, dependerán de otros factores, tales como el caudal de fluído circulante por los tubos o el almacenamiento previsto.

Además de las instalaciones anteriormente mencionadas, existen otras en muchos paises de carácter en todos los casos experimental. Una gran ventaja de estas instalaciones es que el fluído de trabajo no es un derivado del petróleo, con lo que no corre un riesgo claro de encarecimiento en ese sentido. Si bien, el riesgo tecnológico es alto por tratarse de instalaciones bastante desconocidas.

Un Saludo.
Camino iluminado por Huichilobos >> 7:19 p. m. :: 0 Recuerdos...

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