estado del arte: tecnologías termosolares con potencial de … · 2018-09-27 · rev.: 0 date:...

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Date: 3-05-2017

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La información contenida en este trabajo es financiado por un fondo CORFO de Bien Público, por lo que todo lo que aquí se detalla es para difusión.

Integración de tecnología termosolar en la industria metalúrgica chilena para

mejorar sus ventajas competitivas. CORFO 16BPE-62274

Estado del arte: Tecnologías Termosolares con potencial de

integración en la industria metalúrgica.

MANDANTE: APOYOS:

Integración de tecnología termosolar en la industria metalúrgica chilena para mejorar sus ventajas competitivas. CORFO 16BPE-

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Nomenclatura:

DNI: Direct Normal Irradiance DHI: Diffuse Horizontal Irradiance

GHI: Global Horizontal Irradiance CSP: Concentrated Solar Power CST: Concentrated Solar Thermal HTF: Heat Transfer Fluid TIM: Tratamiento de Aislamiento Térmico DMS: Direct Molten Salt EOR: Enhanced Oil Recovery TES: Thermal Energy Storage


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INDICE

1 ÍNDICES DE FIGURAS Y TABLAS ............................................................................. 4

1.1 Índice de Figuras ............................................................................................... 4

1.2 Índice de Tablas................................................................................................ 6

2 INTRODUCCIÓN Y OBJETO ................................................................................... 7

2.1 Introducción al trabajo ....................................................................................... 7

2.2 Objeto del Documento ........................................................................................ 9

3 BAJA TEMPERATURA........................................................................................ 11

3.1 Colector Plano................................................................................................ 11

3.1.1 Componentes de los colectores planos: ............................................................... 11

3.1.2 Tipos de diseños de colectores planos: ............................................................... 12

3.1.3 Eficiencia de los colectores planos .................................................................... 14

3.1.4 Parámetros de operación de los colectores planos .................................................. 15

3.1.5 Costos de los colectores planos: ....................................................................... 16

3.1.6 Plantas de colectores planos con uso térmico en la industria: .................................... 16

4 MEDIA TEMPERATURA ...................................................................................... 18

4.1 Cilindro Parabólico .......................................................................................... 18

4.1.1 Componentes de los cilindros parabólicos: ........................................................... 18

4.1.2 Tipos de diseño de cilindros parabólicos: ............................................................. 21

4.1.3 Eficiencia de los cilindros parabólicos: ............................................................... 22

4.1.4 Parámetros de operación de cilindros parabólicos: ................................................. 23

4.1.5 Costos de cilindros parabólicos: ....................................................................... 24

4.1.6 Plantas cilindro parabólico para uso térmico en la industria: ..................................... 25

4.2 Colectores Fresnel ........................................................................................... 26

4.2.1 Componentes de la tecnología lineal fresnel: ........................................................ 27

4.2.2 Tipos de diseño de la tecnología fresnel: ............................................................. 29

4.2.3 Eficiencia de la tecnología fresnel:.................................................................... 30

4.2.4 Parámetros de operación de la tecnología lineal fresnel: .......................................... 30

4.2.5 Costos de la tecnología lineal fresnel: ................................................................ 31

4.2.6 Plantas fresnel con uso térmico en la industria: ..................................................... 32

5 ALTA TEMPERATURA ....................................................................................... 33

5.1 Hornos Solares................................................................................................ 33

5.1.1 Componentes ............................................................................................. 34


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5.1.2 Tipos de diseño ........................................................................................... 36

5.1.3 Eficiencia de la tecnología .............................................................................. 37

5.1.4 Parámetros de operación ............................................................................... 37

5.1.5 Costos de la tecnología: ................................................................................. 38

5.1.6 Hornos solares en el mundo: ........................................................................... 38

5.3 Receptores Solares .......................................................................................... 39

5.3.1 Componentes ............................................................................................. 39

5.3.2 Tipos de diseño ........................................................................................... 41

5.3.3 Eficiencia de la tecnología .............................................................................. 43

5.3.4 Parámetros de operación ............................................................................... 43

5.3.5 Costos de la tecnología.................................................................................. 44

5.3.6 Receptores solares en el mundo ....................................................................... 44

6 FLUIDO DE TRANSFERENCIA DE CALOR .................................................................. 46

7 ALMACENAMIENTO DE LA ENERGÍA TERMOSOLAR ..................................................... 48

7.1 Almacenamiento activo ..................................................................................... 48

7.1.1 Almacenamiento activo directo ........................................................................ 48

7.1.2 Almacenamiento activo indirecto ...................................................................... 49

7.2 Almacenamiento pasivo ..................................................................................... 49

7.3 Generación Directa de Vapor (GDV) ....................................................................... 50

7.4 Sistema de almacenamiento RUTH ........................................................................ 50

8 BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................ 52


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1 ÍNDICES DE FIGURAS Y TABLAS

1.1 Índice de Figuras

Figura 1. Radiación Global Horizontal en Chile [1]. ........................................................... 7

Figura 2. Cogeneración de energía [2] .......................................................................... 8

Figura 3. Demanda de calor para procesos industriales por nivel de temperatura y sector industrial [3]. ........................................................................................................................ 8

Figura 4. Partes de un colector solar ............................................................................ 11

Figura 5. Tipos de geometría para colectores solares con aire .............................................. 12

Figura 6. Izquierda a Derecha: Colectores planos sin cubierta y colectores planos con cubierta. ..... 12

Figura 7. Colectores solares parabólicos compuestos [10]. .................................................. 13

Figura 8. Colectores planos con tubos de vacío. ............................................................... 13

Figura 9. Izquierda a derecha: Colectores planos de tubos de vacío con flujo directo y colectores planos de tubos de vacío con tubos de calor. .............................................................................. 14

Figura 10. Eficiencia de los tipos de colectores planos según la temperatura de alcance. .............. 14

Figura 11. Parámetros de eficiencia de distintos tipos de colectores solares [9]. ........................ 15

Figura 12. Planta de colectores planos de Pampa Elvira Solar............................................... 16

Figura 13. Sistema de funcionamiento de colectores cilindro parabólicos [17]. .......................... 18

Figura 14. Partes de una serie se cilindros parabólicos ....................................................... 18

Figura 15. Caja de torsión con soportes del tubo de absorción; caja de torsión con brazos ............ 19

Figura 16. Tubo de torsión del colector SenerTrough; colector cilindro parabólico de ENEA ........... 19

Figura 17. Espejos cilindro parabólicos. ........................................................................ 20

Figura 18. Izquierda a derecha: Tubos de absorción e interconexiones entre series de cilindros parabólicos

........................................................................................................................ 20

Figura 19. Tubo receptor en campos de cilindro parabólico ................................................. 21

Figura 20. Diseño de tubos receptores .......................................................................... 21

Figura 21. (Izquierda a Derecha) Concentradores SENERtrough-2 y SENERtrough-1 ...................... 21

Figura 22. Estructuras de cilindro parabólico: Solargenix y EuroTrough (izquierda a derecha) ........ 22

Figura 23. Estructuras de cilindro parabólico: SENERTrough-1 y SENERTrough-2 (izquierda a derecha) ........................................................................................................................ 22

Figura 24. Área reflejada de los espejos reflectivos .......................................................... 22


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Figura 25. Eficiencia de los cilindros parabólicos depende de su ángulo de incidencia. ................. 23

Figura 26. Pérdida de eficiencia térmica según gradiente de temperatura ............................... 23

Figura 27. Desglose de costos de tecnologías CSP más utilizadas. Fuente: Adaptado de [20]. .......... 24

Figura 28. Planta de cilindros parabólicos Minera Centinela [21]. .......................................... 25

Figura 29. Planta cilindro parabólico de GlassPoint con espacio de efecto invernadero [22]. .......... 25

Figura 30. Planta de tecnología fresnel de la empresa Frenell [23]. ....................................... 26

Figura 31. Tecnología Fresnel y sus principales componentes. .............................................. 27

Figura 32. Componentes de tecnología de concentración solar fresnel. ................................... 27

Figura 33. Modelos de receptores de Fresnel .................................................................. 29

Figura 34. Planta de concentración lineal fresnel en Puerto Errado 2, España [27]. ..................... 29

Figura 35. Curva característica de la eficiencia de colectores solares Fresnel [25]. ..................... 30

Figura 36. Sistema de limpieza de vidrios fresnel [23]. ...................................................... 31

Figura 37. Sistema de Enhanced Oil Recovery (EOR) de la empresa Frenell [23]. ........................ 32

Figura 38. Horno Solar de Odeillo, Francia ..................................................................... 33

Figura 39. Horno Solar en el Instituto Paul Scherrer en Suiza. .............................................. 33

Figura 40. Diseño de un Horno Solar [29]. ...................................................................... 34

Figura 41. (Izquierda a Derecha) Heliostato con espejos horizontales de 1964 y heliostato con espejos

segmentados. ....................................................................................................... 34

Figura 42. Sistema del Horno Solar en Colonia, Alemania; operado por el instituto de investigación solar

DLR. .................................................................................................................. 35

Figura 43. Sistema del Horno Solar: HoSIER en México [31]. ................................................. 35

Figura 44. Concentrador horno solar HoSIER [32]. ............................................................ 36

Figura 45. Diseño del Horno Solar de Odeillo, Francia. ....................................................... 36

Figura 46. PSA Horno Solar “Direct Beam Down” 2013 [17]. ................................................. 37

Figura 47. Horno Solar ubicado en Uzbekistan ................................................................. 37

Figura 48. Horno solar en Israel [33]. ........................................................................... 38

Figura 49. Receptor solar [34]. ................................................................................... 39

Figura 50. Heliostato diseñado por SENER [35]. ............................................................... 39

Figura 51. Torre de concentración solar [34]. ................................................................. 40


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Figura 52. Tipos de receptores centrales de izquierda a derecha, externo, cavidad, plano, volumétrico [35].

........................................................................................................................ 40

Figura 53. Mapas de flujo para distintos tipos de receptores centrales, de izquierda a derecha: recibidor

plano, de cavidad y externo cilíndrico [35]..................................................................... 41

Figura 54. Tecnología de receptor solar con aire a presión atmosférica en Jülich, Alemania [34]. .... 41

Figura 55. Tecnología de receptor solar con sales fundidas Crecent Dunes, Nevada [34]. .............. 41

Figura 56. Tecnología de receptor solar con partículas de cerámica con aleaciones de aluminio [34]. 42

Figura 57. Tipos de diseño de la planta receptor solar [36] [37]. ........................................... 42

Figura 58. Eficiencia anual del campo según la potencia de diseño. Fuente: GIZ ........................ 43

Figura 59. Eficiencia comparativa entre placa plana, cilindro parabólico y torre solar. Fuente: GIZ . 43

Figura 60. Receptor solar para fundir aluminio. Fuente: DLR ............................................... 44

Figura 61. Configuraciones básicas para las plantas termosolares. ......................................... 47

Figura 62. Sistema de almacenamiento activo directo [41]. ................................................. 48

Figura 63. Sistema de almacenamiento activo indirecto [41]. ............................................... 49

Figura 64. Sistema de almacenamiento pasivo [41]. .......................................................... 49

Figura 65. Causas del gradiente térmico en los tubos absorbedores [24]. ................................. 50

Figura 66. Sistema de almacenamiento RUTH para GDV [39]. ............................................... 50

1.2 Índice de Tablas

Tabla 1. Costo promedio de inversión según capacidad instalada. Adaptado desde [4] ................. 16

Tabla 2. Costos cilindro parabólico. Adaptado de [4]. ........................................................ 25

Tabla 3. Comparación de parámetros de operación según el tipo de fluido del receptor solar. Fuente: mromero fupse ..................................................................................................... 43

Tabla 4. Comparación de mecanismos TES – Densidad Energética [41] ..................................... 48


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2 INTRODUCCIÓN Y OBJETO

2.1 Introducción al trabajo

Figura 1. Radiación Global Horizontal en Chile [1].

Chile es un país que registra los niveles más altos de radiación global horizontal en el mundo (GHI). GHI es la suma entre la radiación normal directa (DNI) que llega perpendicularmente del sol a la tierra y la radiación difusa horizontal (DHI) es la emitida por los cuerpos no sujetos a estar bajo sombra. El avance de la tecnología ha demostrado que la energía solar tiene la capacidad de

abastecer eléctrica y térmicamente a sistemas. La desventaja que se cree por muchos es que solo funcionan 12 horas al días, cuando hay luz solar, sin embargo la capacidad de almacenamiento de los sistemas, permiten tener hasta 24 horas de reserva para no interrumpir los procesos.


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Figura 2. Cogeneración de energía [2]

El sistema de cogeneración en el ámbito de la energía solar como se observa en la Figura 2, esto significa que se utiliza la potencia térmica generada pero reutilizándolo para generar energía eléctrica. Lo anterior ayuda a entender que no solo podríamos insertar calor a los procesos, además podemos abastecer de calor a la planta extrayéndolo de un proceso térmico para generar electricidad.

Figura 3. Demanda de calor para procesos industriales por nivel de temperatura y sector industrial [3].

Siguiendo con lo anterior, en la Figura 3 se observa que hay distintas industrias que trabajan con altas, medias y bajas temperaturas. Indiscriminadamente con energía solar, se puede recuperar o entregar calor ya sea para generación térmica o eléctrica. La continua investigación y desarrollo de las tecnologías de concentración solar han permitido hacer de esto algo más alcanzable económicamente que en el inicio de éste. Puede ser implementado y utilizado en procesos industriales para aumentar su eficiencia o reducir sus costos de operación. La energía solar ha mostrado tener la capacidad de abastecer la energía eléctrica y térmica necesitada en el mundo. El avance de la tecnología ha permitido hacer de esto algo alcanzable y que pueda ser


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implementado y utilizado en procesos industriales para aumentar su eficiencia o reducir sus costos de operación como lo ha hecho la industria de extracción del petróleo.

Las tecnologías que serán presentadas a lo largo de este informe varían en sistema de funcionamiento, temperaturas alcanzadas, componentes necesitados, fluidos de transferencia de calor utilizados, entre otros. “Más de la mitad de la demanda energética calórica del sector de minería y extracción requiere de calor a temperaturas por debajo de los 100°C. Este rango térmico puede suministrarse mediante colectores con tubo al vacío o colectores de placa plana fijos. La demanda restante es de temperaturas entre 100°C y 400°C. Este rango térmico puede ser suministrado idealmente por colectores cilindros parabólicos” [3]. Dentro de los costos de las tecnologías, cabe destacar algunas diferencias que son necesarias de

explicar, con el objetivo de entender cuáles son los costos relevantes al integrar la tecnología en la industria de la metalurgia:

• Para cogeneración de electricidad, i.e. usar el calor que liberan procesos metalúrgicos para generar electricidad, interesa el costo de la central eléctrica [𝑈𝑆𝐷 𝑘𝑊ℎ⁄ eléctricos], el cual incluye el costo del bloque de potencia para generación de electricidad con energía solar, además

del campo solar y, en algunos casos, el sistema de almacenamiento térmico;

• En cambio, para uso de calor proveniente del sol en procesos metalúrgicos, no es necesario el bloque de potencia y puede incluso no ser necesario el costo del sistema de almacenamiento térmico, por lo que, en este segundo caso de tecnología aplicada para metalurgia solar, el costo relevante es solo el costo de la tecnología del campo solar [𝑈𝑆𝐷 𝑘𝑊ℎ⁄ térmicos], y en algunos casos el sistema de almacenamiento térmico.

La cantidad de plantas solares a nivel mundial ha incrementado de manera continua y considerable año a año, abriendo la posibilidad de una serie de mejoras de rendimiento y optimizaciones de producción. Esto ha permitido la reducción de los costos de instalación de las plantas CSP. Los factores clave para la reducción de costos son la automatización de los procesos de producción, los diseños modulares para facilitar la instalación y la integración en tejados industriales, sistemas de seguimiento optimizados, normalización y certificación y sustitución de materiales de cobre y acero con aluminio y polímeros [4]. Respecto a la reducción de costos que subyacen de estas mejoras tecnologías, en términos de costos de componentes respecto al costo total de instalación, el colector y su instalación representan el

50%; la tubería un 20%; el almacenamiento intermedio y el intercambiador de calor un 11% y los sistemas de control para el 5% [5]. Al año 2013, los costos totales de la tecnología solar térmica CSP relacionados con el capital representaban entre el 50 y 70%, mientras que el resto cubre la instalación y la integración [6].

2.2 Objeto del Documento

El objeto de este informe es describir y registrar todos los aspectos relacionados con las tecnologías termosolares que podrán ser aplicadas en la integración con los procesos metalúrgicos que requieran de energía térmica. Las tecnologías termosolares que serán explicadas dentro de este informe de acuerdo al objetivo: Colectores Planos, Cilindros Parabólicos, Lineal Fresnel, y Hornos Solares. Teniendo en cuenta que


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se espera estudiar la pre factibilidad de la integración entre los procesos metalúrgicos con el área termosolar, aplicar una de estas tecnologías termosolares Las tecnologías son escogidas y dimensionadas en base a su uso requerido. Estas pueden ser clasificadas en los segmentos de baja y

alta temperatura de acuerdo a los niveles históricamente alcanzados.


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3 BAJA TEMPERATURA

3.1 Colector Plano

Figura 4. Partes de un colector solar

La tecnología de colectores planos consiste en permitir la entrada de energía solar para calentar una serie de tubos hechos de un material conductor por los que fluirá aire o agua con el fin de aumentar su temperatura. Son las más utilizadas a nivel residencial para procesos que requieren de bajas temperaturas como el calentamiento de agua o calefacción de espacios. Esto se debe a que tienen

un rango de alcance de temperaturas entre 30°C hasta 100°C según sea su diseño, al cambiar los materiales y el diseño de sus componentes, podría aumentar la temperatura de alcance hasta valores cercanos a 190ºC [7]. En esta tecnología existen pérdidas por convección, conducción y radiación los cuales pueden ser mitigados por los mismos materiales de lo que están fabricadas las piezas. Los colectores planos tal como se observa en la Figura 4 están conformados por una carcasa inferior con una cubierta de un material que funciona como aislamiento térmico, luego está el área de concentración solar compuesto por una placa de absorción en medio de una lámina reflectante y una cubierta protectora de vidrio.

3.1.1 Componentes de los colectores planos:

3.1.1.1 Carcasa y aislamiento térmico

Los colectores planos tienen como base o carcasa que como requisito debe tener: rigidez, resistencia a la intemperie, ligera y no corrosiva. Normalmente los materiales de los que se componen estas carcasas son madera, metal o plástico [8]. Dentro de la carcasa se sitúa una cubierta de un material especial para que disminuya las pérdidas por conducción de esta tecnología y sea un excelente aislador térmico. Las características del aislamiento térmico son: de baja conductividad térmica, resistencia a la temperatura, soportar la humedad y no debe degradarse.

3.1.1.2 Cubierta protectora

La cubierta protectora es hecha normalmente de vidrio o de plástico, la propiedad más importante

de éste debe ser que tenga altos valores de emisividad para que permita la entrada de la radiación


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solar. El vidrio es una buena cubierta ya que transmite un alto porcentaje la radiación que incide y crea una resistencia frente a la salida de la radiación infrarroja también conocida como calor, esto se traduce a un “efecto invernadero” porque se consigue crear una separación entre el ambiente

exterior y el interior conservando el calor.

3.1.1.3 Placa absorbedora y lámina reflectante

La superficie absorbente tiene ciertos requisitos como: alta absorbancia, baja emisividad, baja reflectividad y alta conductividad térmica. Puede ser tipo sándwich que tiene los tubos por los que pasa el fluido en medio de dos placas absorbedoras, como también una placa metálica con tubos o placas de plástico. El tubo o placa por donde pasa el fluido tiene forma de serpentín que calentará el fluido que está en movimiento [8].

3.1.2 Tipos de diseños de colectores planos:

Figura 5. Tipos de geometría para colectores solares con aire

Los colectores planos pueden tener distintos diseños según el fluido que vaya a ocupar y su uso (que determinará finalmente cual es la temperatura que se va a necesitar). En la Figura 5 se observan distintas geometrías para los colectores solares con aire, estos son usados para la calefacción o el enfriamiento de espacios. En cuanto a los colectores que usan usan agua como HTF la diferencia está entre: colectores solares planos, colectores solares parabólicos compuestos y los colectores solares de vacío. La elección de cada uno será en base a las temperaturas de alcance de cada uno.

3.1.2.1 Colectores solares planos

Figura 6. Izquierda a Derecha: Colectores planos sin cubierta y colectores planos con cubierta.

Estos colectores son los más comunes para el uso domiciliario y fueron explicados anteriormente, su diseño puede ser con o sin cubierta y la decisión tiene directa relación con la pérdida de calor de la placa. El diseño de las placas sin cubierta llega a 20ºC aproximadamente y los colectores con cubierta son utilizadas actualmente para uso residencial porque su temperatura es inferior a 70ºC dependiendo de la calidad de sus materiales de construcción [9].


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3.1.2.2 Colectores solares parabólicos compuestos

Figura 7. Colectores solares parabólicos compuestos [10].

Este tipo de colectores son usados para obtener temperaturas más elevadas y con mayor rendimiento alrededor de 50-60% [10], esto es debido a que hay menos pérdidas en el área de colección de radiación. Las temperaturas pueden estar por encima de los 100ºC según el diseño del tubo de absorción. Como se muestra en la Figura 7, el diseño de los colectores parabólicos compuestos cambia según el tipo de placa absorbedora, usando la forma de dos parábolas unidas con el tubo reflector en la mitad, ayuda a tener una mayor reflexión de radiación. Los tubos pueden tener de la misma manera distintos diseños que serán usados según la temperatura de conveniencia.

3.1.2.3 Colectores solares con tubos de vacío

Figura 8. Colectores planos con tubos de vacío.

Este tipo de colectores solares se distingue por el cambio de diseño de los tubos de absorción y pueden no tener cubierta. Tienen un tubo externo y otro interno por el que pasa el fluido de

transferencia, extraen aire del espacio entre ambos tubos y se crea un vacío o también puede ser llenado con un gas de baja conductividad como el Xenón. Los tubos de vacío son la tecnología que presenta menores caídas drásticas en lo que respecta al delta de temperatura entre el fluido y el ambiente externo. El rendimiento de estos es el mayor gracias a la anulación de pérdidas por convección dentro del mismo tubo, ayudando al aumento de su temperatura de trabajo eficiente y llevó a pasar a un rango de trabajo de entre 90ºC y 130ºC [10]. Haciendo una mezcla entre este diseño y de colectores parabólicos compuestos, podrían alcanzar temperaturas de 110ºC a 220ºC [10].


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Pueden ser: de flujo directo o con tubos de calor.

Figura 9. Izquierda a derecha: Colectores planos de tubos de vacío con flujo directo y colectores planos

de tubos de vacío con tubos de calor.

Flujo directo: en este sistema cada tubo de vacío tiene una aleta de aluminio absorbedor conectada a un tubo de metal conductivo o tubo de vidrio. La aleta posee un recubrimiento selectivo que absorbe la radiación solar e inhibe la pérdida por radiación. El agua fría entra por un lado y sale por otro como

se observa en la Figura 9.

Con tubos de calor: en este sistema los tubos de vacíos llevan un fluido vaporizante que cumple un ciclo de evaporación y condensación permaneciendo en el interior del tubo, funciona como caloportador. Al calentarse con la radiación obtenida del tubo de vacío, el fluido se evapora y asciende, pero al momento de llegar al extremo superior realiza una transferencia de calor con la

temperatura inferior y se condensa el vapor, regresando a su estado líquido para retornar al ciclo.

3.1.3 Eficiencia de los colectores planos

Figura 10. Eficiencia de los tipos de colectores planos según la temperatura de alcance.

La eficiencia óptica de la tecnología es la absorbida por el colector, ya que no toda la energía solar incidente es utilizable porque no es transmitida en su totalidad. Las pérdidas térmicas son por radiación, convección y conducción. La energía útil es la diferencia entre energía absorbida y las pérdidas térmicas; por lo que finalmente podremos entender que el rendimiento de los colectores planos es el cociente entre la energía útil y la incidente [11]. Se entiende que la eficiencia de los colectores planos está ligada a la diferencia entre la temperatura alcanzada por el fluido siendo calentado y el ambiente en el que se encuentra. Como muestra la

Figura 10, dependiendo del tipo de colector plano será su comportamiento, la eficiencia disminuye a medida que va aumentando la diferencia de temperatura. Los colectores planos son sensibles a los cambios de presión y no ofrece protección en bajas temperaturas.


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Hay algunos parámetros definidos de la eficiencia según el principio de cada colector plano:

Figura 11. Parámetros de eficiencia de distintos tipos de colectores solares [9].

La Figura 11 muestra valores típicos de los colectores planos según su diseño de las características de eficiencia óptica o el factor de conversión, pérdidas térmicas y el rango de temperatura que manejan. Los colectores son diferenciados por su diseño pero tienen la misma funcionalidad de calentar en el fluido a temperaturas que normalmente son de menos de 100ºC, sin embargo, las innovaciones se han enfocado en el diseño han aumentado la temperatura de alcance del fluido que pasa por el tubo que circula en el sistema reduciendo la pérdida de eficiencia térmica.

3.1.4 Parámetros de operación de los colectores planos

La tecnología de colectores planos es identificada como la tecnología que usa las temperaturas más bajas de todos. Su uso es mayormente residencial para la calefacción de espacios, calentamiento de agua de la piscina como también para Agua Caliente Sanitaria (ACS). Los fluidos mayormente utilizados en esta tecnología son: aire, agua, mezcla entre agua y anticongelante. Un buen fluido de transferencia de calor (HTF) es el agua, debido sus propiedades físicas ya que esta tecnología trabaja con temperaturas bajas, es importante que su punto de solidificación sea difícil de alcanzar y así se mantiene controlado el estado del fluido. La mezcla entre agua y un fluido anticongelante, como por ejemplo: glicol etileno, ayuda a que no se congele el HTF cuando los colectores planos son sometidos a ambientes que se encuentran por debajo de los 0ºC [12].

El clima del lugar donde está situado el colector plano también es un factor importante para su buen funcionamiento. Las pérdidas por la diferencia de temperatura entre el colector y el ambiente hacen que disminuya la eficiencia de los colectores. El vacío entre las cubiertas de los colectores ayuda a disminuir las pérdidas por radiación que emite la cubierta por estar a una temperatura mayor que el ambiente. Son más recomendables para emplazamientos en climas fríos, sometidos a vientos intensos y frecuentes, pero no para climas templados. Los materiales de los que están fabricados los colectores planos influyen mucho en el rendimiento. El polvo acumulado en la cubierta protectora puede reducir la capacidad de transmisión de radiación. La limpieza es realizada dependiendo las condiciones ambientales de donde se encuentre, por esta

razón es recomendable que el flujo incidente sea multiplicado por un factor de corrección que explica la reducción de intensidad por la acumulación de polvo [12]. Finalmente hay que tener en cuenta el espacio de sombreado entre colectores que reduce la cantidad de energía que incide, reduciendo la potencia térmica.


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3.1.5 Costos de los colectores planos:

Respecto a los costos de esta tecnología, existen variaciones de ellos según el tamaño de la planta. Sobre el costo promedio de inversión según capacidad instalada, estas diferencias se muestran en la

siguiente tabla: Tabla 1. Costo promedio de inversión según capacidad instalada. Adaptado desde [4]

Tamaño del sistema

<0,07 MW

0,07-0,35 MW

0,35-0,7 MW

>0,7 MW

<100 m2 100-500 m2 500-1000

m2 >1000 m2

Cantidad de sistemas 36 50 29 19

Capacidad instalada, MWt 1,3 8,2 14,2 73,3

Área de colector solar m2 1796 11710 20227 104783

Costo total de inversión, USD 932780 3259531 3710595 18036294

Costo medio de inversión, USD/kWt

1241 786 602 665

Con respecto al desglose de componentes, para colectores planos como el ARUN 160 Dish, el precio del colector representa el 75% del costo total del proyecto [13]. En consecuencia, el costo de la

tecnología de colector plano varía entre 499 a 931𝑈𝑆𝐷 𝑘𝑊𝑡⁄ [].

Anterior al 2010 el costo promedio de las plantas de colector plano instaladas era de 662 [𝑈𝑆𝐷 𝑘𝑊𝑡⁄ ], en cambio, este costo para plantas de colector plano instaladas desde el 2010 es de 613 [𝑈𝑆𝐷 𝑘𝑊𝑡⁄ ], evidenciando la reducción de costos en el caso de la tecnología de colector plano [14]. Respecto al uso de esta tecnología en la actualidad, se puede mencionar como ejemplo el caso de

India, donde los colectores planos se comercializan y de hecho son el producto más comercialmente viable para la calefacción de proceso solar [14].

3.1.6 Plantas de colectores planos con uso térmico en la industria:

Figura 12. Planta de colectores planos de Pampa Elvira Solar

Los colectores planos tienen algunas instalaciones para su aporte térmico en la industria que han sido

implementadas, unas de manera más exitosa que otras. Las aplicaciones han sido en la industria de la minería para sus procesos que requieran de bajas temperaturas, usado como calentamiento de soluciones para procesos como electroobtención y biolixiviación.


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En Chile se han implementado 4 proyectos de energía solar térmica usando colectores planos en la industria minera. Las empresas que han hecho estos diseños son: ENERMINE con los proyectos Pukará de Hatur, Piloto Lomas Bayas y Piloto Zaldívar, y Energía Llaima junto a la empresa danesa, Arcon

Sunmark, el proyecto Pampa Elvira Solar en CODELCO división Minera Gabriela Mistral. Pukará de Hatur es un proyecto instalado en la Minera Constanza localizado en Antofagasta, Chile. Los colectores planos son utilizados para calentar electrolito a 47ºC y al año 2012 ha reducido los costos de operación y mantenimiento por el aumento de precio en los combustibles fósiles. En el

mismo año de medición se reportó una generación de 400 𝑀𝑊ℎ 𝑎ñ𝑜⁄ por los 404 𝑚2 de área colectora que ocupa [15]. Piloto Lomas Bayas es de la Minera Lomas Bayas en Antofagasta, Chile. Instalada en el año 2014 con

una proyección de vida útil de 10 años, el área colectora de 10,6𝑚2 y su capacidad de producción es

de 15,5 𝑀𝑊ℎ 𝑎ñ𝑜⁄ . Piloto Zaldívar está en la Minera Zaldívar localizada en Antofagasta, Chile. El año 2014 inició su

primera operación y la vida útil es de 20 años. El área colectora es de 152𝑚2 y la capacidad de producción de energía es de 198𝑀𝑊ℎ 𝑎ñ𝑜⁄ . La planta piloto sería utilizado para calentamiento de soluciones del proceso de biolixiviación, en este, el cultivo de las bacterias permanecen a una temperatura que depende del tipo, puede ser de 25ºC a 35ºC o hasta 60ºC y el diseño cuentan con

un estanque de acumulación de 40𝑚3 [15]. Pampa Elvira Solar, es una planta de colectores planos implementados en la división de Codelco,

Minera Gabriela Mistral en Antofagasta, Chile. Usando 43.920 𝑚2en los que caben 2.928 paneles solares, se logra generar 54.000 𝑀𝑊ℎ 𝑎ñ𝑜⁄ calóricos promedios [16]. Ha tenido un gran impacto la implementación de este proyecto ya que logró desplazar el 80% del uso de combustible fósil para el

calentamiento de electrolito en el proceso de electroobtención. El proyecto logró estabilizar la temperatura del electrolito, lo que mejoró la eficiencia del producto obtenido y reduce al año 15.000 toneladas de 𝐶𝑂2 al año.


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4 MEDIA TEMPERATURA

4.1 Cilindro Parabólico

Figura 13. Sistema de funcionamiento de colectores cilindro parabólicos [17].

La tecnología de cilindros parabólicos se basa principalmente en reflejar la radiación proveniente del sol con espejos de forma cóncava o cilindro parabólico hacia un tubo lineal receptor que contiene un fluido de transferencia de calor (HTF). Los espejos se encuentran montados en una estructura y se ubican sensores que miden continuamente la radiación solar para ajustar el ángulo de ubicación de

los espejos cilindros parabólicos (norte-sur, este-oeste). Es así como aumenta la eficiencia y provecho del calor almacenado en el fluido dentro del tubo receptor. El tubo de absorción o tubo receptor es un tubo lineal focal óptico del colector en el que incide la energía reflejada por los espejos parabólicos. Al aumentar la temperatura con la concentración en el tubo receptor, este fluido tiene propiedades que favorecen el transporte de ese calor aumentando su intensidad y su temperatura a medida que es bombeada por el campo solar. Los HTF usados en esta tecnología pueden ser: aire, vapor saturado, aceite sintético o sales solares; la temperatura alcanzada y el mantenimiento requerido dependerá del fluido de transferencia de calor utilizado [3]. Los cilindros parabólicos pequeños pueden llegar a temperaturas medias, desde inferiores a 200°C usando vapor como HTF y a medida que aumentan en cantidad se han registrado temperaturas de hasta 550°C usando sales solares [18].

4.1.1 Componentes de los cilindros parabólicos:

Figura 14. Partes de una serie se cilindros

parabólicos

Los componentes de los cilindros parabólicos se pueden observar en la Figura 14, sin embargo los esenciales para entender el funcionamiento de la tecnología son: la estructura base, los espejos reflectores cilindros parabólicos, tubo de absorción.


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4.1.1.1 Estructuras

De la estructura de los cilindros parabólicos hay tres principales tipos de estructuras: tubo de torsión, caja de torsión y estructura de maya espacial. El material del que están hechos es de acero debido

a su rigidez y resistencia, otros han utilizado aluminio por su menor densidad pero el diseño de las estructuras se busca que sea resistente a las torsiones por el sistema de rotación de los espejos reflectantes.

Figura 15. Caja de torsión con soportes del tubo de absorción; caja de torsión con brazos

El diseño de las estructuras puede variar pero consisten en darle una base resistente a los espejos de cilindro parabólico y darles amplia movilidad para su rotación en el eje. Es importante analizar las condiciones climáticas del sector para observar cual sería la mejor opción de acuerdo a los vientos, desastres naturales, entre otros sucesos que puedan ocurrir. También es relevante el tipo de espejo que se esté implementando en la planta.

Figura 16. Tubo de torsión del colector SenerTrough; colector cilindro parabólico de ENEA

El tubo de torsión de la Figura 16, la imagen a la izquierda se muestra el tubo de torsión de colector es el diseño creado por SENER que actualmente es el más utilizado a nivel mundial. Se usan brazos estampados para sujetar los paneles reflectantes. En la Figura 16 la imagen de la derecha es el Colector ENEA, estos usan espejos de vidrio delgado y los brazos de soporte son láminas de metal.


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4.1.1.2 Espejos reflectores

Figura 17. Espejos cilindro parabólicos.

Los espejos utilizados en esta tecnología están sujetos por los brazos de la estructura de metal, tienen forma cóncava o convexa. La curvatura tiene una serie de mediciones y análisis para tener el ángulo correcto y necesario, de modo que la radiación reflejada incida en el punto lineal. El ángulo de incidencia con el que es diseñado, afecta el área efectiva del reflector. Los espejos pueden tener distinto grosor, amplitud, longitud, curvatura o de materiales de fabricación. Es necesario que una de las características de los espejos, sea tener un alto porcentaje de reflexión para disminuir pérdidas por cantidad de radiación incidente. Los espejos son diseñados con curvatura y montados como una superficie continua o segmentados creando una gran estructura de espejos. La estructura del cilindro

parabólico es la que realizará el movimiento de rotación.

4.1.1.3 Tubo de absorción

Figura 18. Izquierda a derecha: Tubos de absorción e interconexiones entre series de cilindros parabólicos

El tubo de absorción es el componente en el que fluirá vapor, aceite o sal solar y se concentrará la radiación reflejada por los espejos. Los tubos están unidos a través de interconexiones con flexibilidad y regulación de la expansión debido a altas temperaturas.


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Figura 19. Tubo receptor en campos de cilindro parabólico

El tubo de absorción es de acero con un recubrimiento selectivo (compuesto de cobre y cobalto negro) para aumentar su capacidad de absorción, sin embargo tiene la desventaja de degradarse con facilidad. Dentro del tubo de acero está circulando un fluido de transferencia de calor. Hay un vacío entre el tubo de acero y su cubierta de vidrio con el fin de reducir las pérdidas de convección y conducción, la pequeña abertura sellada llamada “Oliva de evacuación” es donde se extrae el aire y se genera ese vacío. En este receptor lineal tiene esponjas llamadas Getters que absorben los gases generados por la degradación de los materiales y así ayuda a mantener el vacío en la cobertura externa.

Figura 20. Diseño de tubos receptores

Para los diseños, la soldadura se lleva a cabo a un fuelle metálico que amortigua las dilataciones térmicas y controlan esta expansión para ambos tubos (vidrio y acero). Esta es una pieza importante porque tiene una gran participación del costo de absorción debido a la complejidad de las soldaduras del vidrio-metal. El vacío creado ayuda en un gran porcentaje a la reducción de las pérdidas, esto ayuda a la eficiencia de los colectores. Independiente del tipo de colector o de la estructura, siguen existiendo las pérdidas térmicas por radiación, convección y conducción por parte del tubo receptor.

4.1.2 Tipos de diseño de cilindros parabólicos:

Figura 21. (Izquierda a Derecha) Concentradores SENERtrough-2 y

SENERtrough-1

En esta tecnología el concepto del concentrador solar térmico es el mismo en todos los diseños. La estructura con los espejos que tiene un sistema de seguimiento al sol en un eje (norte-sur, este-oeste) refleja la radiación e incide en los tubos de absorción. La diferencia de las plantas puede darse por los ángulos de apertura que tienen los espejos como se muestra en la Figura 21. La apertura del colector es en base a la rigidez del colector deseada para lograr la calidad óptica de carga, cada planta tiene un diseño especializado.


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Existen algunos diseños de concentradores cilindro parabólicos que tienen distinta vida útil, cantidad de piezas, niveles de eficiencia, medidas, como de los que se hablará a continuación que son los más utilizados en las plantas a nivel mundial.

Figura 22. Estructuras de cilindro parabólico: Solargenix y EuroTrough (izquierda a derecha)

La Figura 22 muestra el diseño de Solargenix y EuroTrough, se diferencian en que el primero es liviano y disminuye al mínimo la cantidad de sujetores, en cambio el segundo tiene una mayor cantidad de elementos del colector pero mayor rigidez. EuroTrough es utilizado por las plantas de cilindro

parabólico en la Plataforma Solar de Almería.

Figura 23. Estructuras de cilindro parabólico: SENERTrough-1 y SENERTrough-2 (izquierda a derecha)

La Figura 23 muestra las dos versiones de la estructura diseñada por SENER, SENERTrough-1 y SENERTrough-2. La primera versión es la utilizada con más frecuencia, la segunda versión es una ampliación de la primera y por ende fue diseñada para tener mayor ancho de apertura, longitud de colector y longitud focal.

4.1.3 Eficiencia de los cilindros parabólicos:

Figura 24. Área reflejada de los espejos reflectivos

La eficiencia óptica depende del ángulo de incidencia que tengan los espejos reflectores, a medida que vaya aumentando el ángulo irá disminuyendo la eficiencia óptica porque la

intensidad de la radiación solar ha caído y no es como era al principio. Es importante mantener el control sobre el ángulo de incidencia porque en


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esta tecnología de este dependen las temperaturas alcanzadas y el uso que se le pueda dar al HTF luego de pasar por los campos solares.

Figura 25. Eficiencia de los cilindros parabólicos depende

de su ángulo de incidencia.

Por otro lado también existen las pérdidas térmicas por motivos de radiación, convección y conducción, las tres principales son debido al material de la superficie del tubo, su aislación y la diferencia de temperatura entre el receptor y el ambiente. Esto significa que a medida que va aumentando la temperatura del fluido

el rendimiento cae, por lo que se podría decir que depende particularmente de la razón de concentración. Las pérdidas registradas han sido de hasta 250 𝑊𝑡/𝑚, lo que es un valor mínimo y el vidrio no sufre sobrecalentamiento [3].

Figura 26. Pérdida de eficiencia térmica según gradiente de temperatura

Las pérdidas térmicas se presentan en el tubo receptor que es donde se encuentra la mayor diferencia de temperatura con el ambiente.

4.1.4 Parámetros de operación de cilindros parabólicos:

Centrales con captadores cilindro parabólicos son adecuadas para temperaturas medianas alcanzando en el campo solar alrededor de 400°C dependiendo de la magnitud de la planta y el fluido de transferencia de calor (HTF) utilizado [3]. El límite de temperatura establecido se debe a que actualmente el HTF más utilizado en esta tecnología es el aceite térmico sintético. Existen plantas pilotos que han usado sales fundidas para aumentar la temperatura de operación de los cilindros parabólicos hasta los 550ºC. Sin embargo, se deben tener precauciones ya que su punto de fusión es a 220ºC; esto fija una temperatura mínima de operación para evitar que se congelen las líneas que causarían las pérdidas de los componentes. Los proyectos de cilindros parabólicos que se encuentran en la actualidad usan como HTF: aceites térmicos, agua/vapor, mezclas anticongelantes

y sal solar.


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Como toda tecnología que se alimenta de la energía extraída del sol, es necesario hacer el mantenimiento adecuado para mantener un alto rendimiento de los componentes. La frecuencia de la limpieza es distinta para cada planta porque es en base a las condiciones medio ambientales de la

localización. En cilindros parabólicos, la limpieza debe ser de los espejos y del tubo receptor, tiene un mayor grado de dificultad por su diseño cóncavo. Para esto se pueden usar distintos métodos como cepillado, el uso de agua o aire a presión. La compañía española SENER creó un robot llamado PARIS que no necesita de recurso humano y que realiza su trabajo de limpieza de los colectores en la noche cuando no está activo el sistema. PARIS usa un sistema operativo diseñado especialmente para que sea automático su funcionamiento. Limpia las dos semi-parábolas de forma simultánea y verticalmente, por mientras, el tubo receptor se limpia con un chorro de agua. También existen vehículos que necesitan de un conductor y combustible para limpiar los espejos y los colectores a medida que vayan avanzando en su trayecto.

4.1.5 Costos de cilindros parabólicos:

En relación a los costes de componentes de una planta CSP con campo solar de cilindro parabólico, el campo solar representa el 45%, el bloque de potencia 25%, el almacenamiento térmico el 15% y costos indirectos el último 15%. Al año 2013, el costo una central eléctrica de colector cilindro parabólico sin almacenamiento energético era de 4.600 [𝑈𝑆𝐷/𝑘𝑊𝑒] [19]. De lo cual se desprende que

el costo de un campo solar de tecnología de cilindro parabólico es 1.400 [𝑈𝑆𝐷/𝑘𝑊𝑒]. Considerando las proyecciones realizada en IRENA el año 2016 y la distribución de los costos de una planta CSP de cilindro parabólico, se estima que del 2015 al 2050 los costos de la tecnología cilindro

parabólico deberían pasar de 5.600 a 3.700 [𝑈𝑆𝐷/𝑘𝑊𝑒] y, en consecuencia, el costo de un campo

solar de esta tecnología se reducirá a 925 [𝑈𝑆𝐷/𝑘𝑊𝑒] para el 2050.

Figura 27. Desglose de costos de tecnologías CSP más utilizadas. Fuente: Adaptado de [20].


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Tres ejemplos se muestran en la siguiente tabla, con el objetivo de presentar la variación de los costos según zona geográfica y la influencia de la radiación en el costo de instalación.

Tabla 2. Costos cilindro parabólico. Adaptado de [4].

Potencia térmica específica

(𝑘𝑊/𝑚2)

Zona geográfica

Costo

(𝑈𝑆𝐷/𝑚2)

Costo

(𝑈𝑆𝐷/𝑘𝑊)

0,50-0,56 Europa 650 1160-1300

0,22- 0,28 India 445 1580-2040

0,55-0,7 México 400-629 570-1100

4.1.6 Plantas cilindro parabólico para uso térmico en la industria:

Figura 28. Planta de cilindros parabólicos Minera Centinela [21].

En la industria de minería, la Minera Centinela (antiguamente llamada minera El Tesoro) realizó un proyecto de tecnología cilindros parabólicos con la empresa Abengoa en el desierto de Atacama, Chile. El objetivo de la implementación de energía solar era suministrar vapor en las plantas de

tratamiento del cobre. La planta tiene 1.280 módulos con 10 𝑀𝑊𝑡 instalados y una temperatura de uso de 150°C. La superficie de la planta tiene aproximadamente 6 hectáreas y cuenta con almacenamiento para su uso en la noche [21].

Figura 29. Planta cilindro parabólico de GlassPoint con espacio de efecto invernadero [22].

Para mejorar el sistema de extracción del petróleo, también se han construido proyectos de energía solar por la empresa americana GlassPoint. La empresa tiene dos plantas de cilindros parabólicos localizados en Estados Unidos para la industria petrolera. Una planta es llamada PDO Pilot con una

potencia térmica de 7𝑀𝑊, y la segunda es Berry Petroleum Enhanced Oil Recovery (EOR) Plant con

300 𝑘𝑊𝑡 de potencia instalada; ambos son instalados para mejorar el proceso de recuperación del


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petróleo con el reemplazo del uso de gas natural. Crean una cámara que concentra el calor ya que el vidrio como se ve en la Figura 29 está permitiendo que entre la radiación y reduce la salida de los rayos infrarrojos, generando un efecto invernadero.

GlassPoint también está en el proyecto Miraah que sigue en construcción hasta el momento [23], con 1 𝐺𝑊𝑡 de potencia, se espera una producción de 6.000Ton de vapor al día. También usan el efecto invernadero como se ve en la Figura 29.

4.2 Colectores Fresnel

Figura 30. Planta de tecnología fresnel de la empresa Frenell [23].

Fresnel es una tecnología que ha retomado sus investigaciones hace pocos años atrás aunque registros indican que el diseño ha sido elaborado desde el año 1960. Esta tecnología es de concentración lineal tiene el sistema de reflexión de la radiación normal directa (DNI) incidente en un foco lineal. La tecnología tiene el mismo concepto que los cilindro parabólicos con la diferencia en la geometría de los espejos reflectores y sus estructuras. Los espejos reflectores de esta tecnología segmenta la forma de la parábola y queda en franjas planas

localizadas horizontalmente sin curvatura, lo que facilita tanto la fabricación de los espejos como el montaje y las configuraciones de éstos.


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Figura 31. Tecnología Fresnel y sus principales componentes.

Los primeros diseños de colectores solares fresnel contaban con un tubo colector al descubierto como es presentado en la Figura 31 a la derecha; para mejorar la eficiencia de la tecnología se diseñó una

semicircunferencia que iría encima del tubo receptor con el fin de reflejar nuevamente la radiación que antes era perdida. La geometría cambiada de los reflectores permite variar de manera más eficiente el ángulo de reflexión y no limitarse a la curvatura definida por los cilindros parabólicos. Los espejos de fresnel son placas planas que dan espacio a tener un mejor aprovechamiento del terreno, las estructuras son más ligeras y finalmente hay ausencia de juntas rotativas [24].

4.2.1 Componentes de la tecnología lineal fresnel:

Figura 32. Componentes de tecnología de concentración solar fresnel.

La tecnología de concentración solar Fresnel tiene componentes claves como la estructura, espejos

reflectores, tubo absorbente, mecanismo de seguimiento y motores.

4.2.1.1 Bases

Al iniciar las construcciones de estas plantas se necesita la instalación de bases que dependerán de las condiciones climáticas y superficiales del sector. En la actualidad hay dos tipos de ofertas para la


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base: cimentos de hormigón o los tornillos de tierra. Se espera que a futuro la tecnología de los tornillos de tierra serán los más usados porque presentan menos impacto ambiental y han disminuido sus costos. La elección de cuál será el más apropiado a utilizar dependerá de: carga de viento,

condiciones de suelo y si el ambiente es corrosivo. Los tornillos de tierra tienen menor resistencia a climas complicados normalmente cercanas a la costa porque tienen alta carga de viento, condiciones de suelo difíciles y ambientes corrosivos [25].

4.2.1.2 Estructura de soporte

La estructura de soporte funcionará como sostenedor del tubo receptor además de fijar el campo de espejos; la estructura será la que limitará la grandeza del campo reflector. Hay tres tipos de diseño de estructuras de soporte: con poste, en forma de A y rectangular. La estructura con poste es la más liviana de las tres pero tiene mayor complejidad de instalación y es estabilizada por cables de acero. La segunda estructura es en forma de A y está hecho de vigas de acero que son rígidas y necesita más cantidad de material que el primer tipo. El último tipo de estructura es la rectangular, esta genera más sombra y al igual que la estructura anterior necesita más material para sus vigas de acero pero

su instalación es más fácil que la estructura con poste [25].

4.2.1.3 Unidad de seguimiento

Para la unidad de seguimiento de los espejos reflectores hay dos opciones diferenciadas por su método de operación y por los costos asociados. La primera opción es que cada espejo reflector tenga su propio motor y control, la segunda es acoplar mecánicamente filas de reflectores de tal manera que comparten cada fila un solo motor. En la primera opción de seguimiento solar se hace más flexible el sistema porque cada reflector podrá configurarse según sea lo óptimo medido. En la segunda alternativa de controlar filas de reflectores con un solo motor, limita el movimiento de cada uno y no todos reflejarán de manera optimizada la radiación hacia el tubo de absorción por lo que puede llegar a ser menos costoso [25].

4.2.1.4 Unidad de control

La unidad de control será la que direccione los reflectores de manera que sean corregidos mediante una comparación entre la posición deseada y la real. La posición deseada será calculada teóricamente en base a su posición geométrica y la posición actual del sol. La unidad de control también tendrá un operador que maneje el sistema de encendido y apagado en conjunto con las temperaturas de operación desde la unidad de control central de la planta [25].

4.2.1.5 Espejos primarios

“Típicamente, estos espejos están hechos de vidrio, vidrio laminado u hojas de aluminio, y cuentan con una estructura trasera de acero o aluminio” [26]. En este componente se tienen dos partes que necesitan ser diseñadas en conjunto: espejos reflectores y estructura trasera de los espejos. Los espejos primarios serán los que reflejen la radiación normal directa por primera vez hacia el tubo de absorción y la geometría de los reflectores es rectangular, planos y largos. En las plantas de la

actualidad se pueden tener espejos de vidrio monolítico, laminados de vidrio-vidrio u hojas de aluminio. Es importante tener presente cuál será el material del espejo porque depende de eso el diseño de la estructura trasera.


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“La estructura trasera de los espejos debe cumplir funciones como:

Soportar el peso de los espejos,

Compensar el torque que resulta de la rotación de largas filas acopladas de espejos primarios,

Soportar las fuerzas del viento en los espejos primarios,

En el caso de espejos de vidrio: compensar las diferentes dilataciones térmicas del vidrio y del metal,

En el caso de vidrio plano: compensar la fuerza de doblado del vidrio plano.

Las estructuras más utilizadas a nivel mundial son: estructuras con láminas de metal, de marco soldado y los diseños de un solo tubo de torque.” [26].

4.2.1.6 Tubo receptor

Figura 33. Modelos de receptores de Fresnel

Este componente está conformado por el tubo de absorción, el reflector secundario y el HTF. El tubo de absorción recibe la radiación reflejada por los espejos primarios y transferirá el calor al fluido

que está transportando. Puede ser diseñado como un solo tubo de acero o un conjunto de tubos como se muestra en la Figura 33. Es necesario un buen sistema de aislación por la existencia de pérdidas por convección y conducción, para esto están los diseños como el de una caja aislante con una cubierta transparente o tubos de absorción con vacío. Al usar vacío en el sistema de aislación ayuda a reducir el total de pérdidas y su lógica sigue mucho el modelo de los receptores de cilindro parabólico explicados en el capítulo anterior. El área reflejada que no es captada directamente por el tubo de absorción, será reflejada por un espejo secundario de láminas de aluminio o vidrio espejado para disminuir la cantidad de radiación perdida. Los reflectores secundarios son de mayor utilidad cuando el tubo de absorción es uno solo.

4.2.2 Tipos de diseño de la tecnología fresnel:

Figura 34. Planta de concentración lineal fresnel en

Puerto Errado 2, España [27].

El diseño de plantas que utilizan esta tecnología no

tiene variaciones más que la cantidad de componentes que tengan. Siguen en la búsqueda de avances tecnológicos significativos que logren aumentar la eficiencia de estos. Los cambios del tipo de diseño pueden ser observados en el tipo de receptor que se utilice como se explicó en el ítem


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anterior. La Figura 34 muestra una planta en España diseñada por Novatec Solar GmbH que alcanza temperaturas de 270°C.

4.2.3 Eficiencia de la tecnología fresnel:

Figura 35. Curva característica de la eficiencia de colectores solares Fresnel [25].

En la tecnología de concentradores lineales fresnel, se puede medir tanto la eficiencia óptica como la térmica. El primer tipo de eficiencia tiene relación con el ángulo de incidencia de la radiación normal directa (DNI por sus siglas en inglés), para esto es importante el buen mantenimiento de la planta y la limpieza de los espejos reflectores, así como también del tubo receptor. La eficiencia térmica será el factor más relevante para la integración en la industria metalúrgica;

ésta mostrará el rendimiento en base a la generación de calor de la planta ya que será mayor en cuanto la pérdida térmica sea menor. Fresnel es una tecnología que sigue siendo investigada para aumentar su eficiencia térmica y actualmente en condiciones ideales alcanza valores entre el 50% y 60%. La potencia del colector depende linealmente de la radiación, a diferencia de la pérdida de calor que no depende de ella. Como se muestra en la Figura 35, a medida que aumenta la diferencia de temperatura entre el HTF y el ambiente, se reduce significativamente el rendimiento total de los

colectores fresnel. Siendo que 𝑛0 es la eficiencia en condiciones óptimas, 𝑢0y 𝑢1 son los coeficientes lineales y cuadráticos de la pérdida de calor, ∆𝑇 es la diferencia de temperatura de los colectores

con el medio ambiente y 𝐺 es la radiación [25].

4.2.4 Parámetros de operación de la tecnología lineal fresnel:

Fresnel es una tecnología que llega a temperaturas medias en la industria de energía solar. Esta tecnología alcanza temperaturas de hasta 250ºC, la cual es una variable ya que depende del tipo de fluido de transferencia de calor a usar y sus propiedades [25]. Normalmente en la tecnología de colectores fresnel se usa agua a presión, vapor directo o aceite térmico en base a las temperaturas de operación de la planta. Existen estudios acerca de las operaciones de esta tecnología con el uso

directo de sales solares fundidas, y la empresa Frenell, anteriormente llamada Novatec Solar, tiene una planta en España llamada Puerto Errado 1 en el que se utilizaron sales fundidas con un sistema


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directo de almacenamiento. Está en espera la comercialización estas plantas y tendrán un alcance de hasta 540ºC con la tecnología fresnel.

Figura 36. Sistema de limpieza de vidrios fresnel [23].

El mantenimiento de las líneas de espejos es menos complejo que los cilindros parabólicos por el tipo de curvatura de los espejos. Esta tecnología usa para su limpieza de los espejos sistemas manuales con operadores que limpian cada espejo, también existen robots de limpieza que pueden ser automáticos y al terminar una línea siguen con la siguiente o semi-automático en donde el robot al terminar una línea debe ser movido por un operador de la planta que hacer el cambio de dirección para la limpieza de otra línea. Los espejos planos hacen que su limpieza sea más efectiva y rápida

que los de cilindro parabólico. Dependiendo de las condiciones climáticas en las que se encuentre es la frecuencia con la que se ejecutarán las limpiezas. Los motores para el seguimiento de cada espejo son objetos que necesitan atención constante para reducir las pérdidas ya que afecta a la cantidad de radiación reflejada hacia el tubo de absorción. El desgaste de los materiales también debe ser tomado en cuenta para el buen funcionamiento de la planta de colectores solares fresnel. La nubosidad de la localización de la planta afecta a la energía captada, sin embargo, al ser un concentrador solar no tiene pérdidas de generación de calor de manera inmediata, sino que gradual. También depende de los materiales y la construcción de los tubos de absorción ya que tienen el fluido

de transferencia de calor con una temperatura que se encontrará con la temperatura del ambiente, a mayor diferencia de temperatura, serán más pérdidas por unidad de tiempo.

4.2.5 Costos de la tecnología lineal fresnel:

Debido a que las principales tecnologías de campo solar usadas son cilindro parabólico y torre solar, existe basta información sobre los costos de la planta cuando se usa un colector de tipo cilindro parabólico y de sus proyecciones-estimaciones de reducción de costos en el futuro. Sin embargo, no sucede lo mismo con las plantas que usan colector de tipo lineal de Fresnel, ni tampoco con los hornos solares, debido que en la mayoría de las instalaciones de estas tecnologías solo son experimentales.

Al año 2013, el costo de centrales de tipo Lineal Fresnel se estimaba de 4.000 [𝑈𝑆𝐷/𝑘𝑊𝑡]. Sin

embargo, el costo actual de la tecnología Linear Fresnel oscila entre los 1.160 y 1.800 [𝑈𝑆𝐷/𝑘𝑊𝑡] [14]. Considerando algunos ejemplos, el rango de costo de las plantas comerciales al año 2014 y 2016, se encuentra actualmente en 2.563 [𝑈𝑆𝐷/𝑘𝑊𝑒] y 1.828 [𝑈𝑆𝐷/𝑘𝑊𝑒], mientras que para plantas pilotos

de 1 [𝑀𝑊] el costo unitario asciende a 6.000 [𝑈𝑆𝐷/𝑘𝑊]. Sin embargo, estos costos continúan variando según sea la localidad y el año de instalación de la central.


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4.2.6 Plantas fresnel con uso térmico en la industria:

Figura 37. Sistema de Enhanced Oil Recovery (EOR) de la empresa Frenell [23].

De la tecnología Fresnel existen plantas pilotos para el uso térmico de la energía pero de la misma manera la aprovechan para generar electricidad. Hay dos plantas pilotos en India construidas por KGDS Renewable Energy Private Limited, una para generar vapor saturado a 257°C directamente desde agua a temperatura ambiente y lo sobrecalienta por sobre 30°C, la otra planta es usada para generar vapor y dar inicio a procesos de desalinización de agua. La empresa alemana Frenell, tiene proyectos que usan esta tecnología para aplicaciones térmicas como Enhanced Oil Recovery (EOR), desalinización solar y cogeneración. Frenell actualmente está en

proceso de creación de una planta piloto del proceso de generación directa de sales fundidas (DMS) con el que podrán alcanzar mayores temperaturas usando la tecnología de concentración lineal fresnel. Areva Solar es una empresa que también tiene plantas fresnel con el fin de generar electricidad o inyectar aire o vapor caliente a procesos en distintas industrias como para EOR, refinación de químicos, papel, procesamiento de comida y desalinización. Otros como CNIM, Solar Euromed SAS y Soltigua son empresas que también utilizan esta tecnología para proveer calor a las diferentes industrias inyectándola de manera directa en sus procesos.


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5 ALTA TEMPERATURA

5.1 Hornos Solares

Figura 38. Horno Solar de Odeillo, Francia

La tecnología de los hornos solares, en conjunto con la torre solar, llegan a las temperaturas más altas registradas en los concentradores solares térmicos. El caso del horno solar más grande del

mundo registra temperaturas de hasta 3.600ºC, localizado en Odeillo, Francia. El sistema es de concentración focal de la radiación y la temperatura será la que dicte las dimensiones que alcance el horno. El funcionamiento es el siguiente: La radiación es reflejada por el heliostato (los pequeños hornos solares usan solo un heliostato) y dirigido a un cilindro parabólico que nuevamente refleja el rayo incidiendo en un punto focal. Tienen atenuadores que actúan como una cortina, la que puede regular la cantidad que llega de radiación o la direcciona de tal manera que el ángulo que finalmente incide en el punto focal sea el correcto. La temperatura la mayoría de veces es proporcional al tamaño y el rendimiento del horno, sin embargo es directamente proporcional al grado de concentración que tenga el punto focal. La diferencia en la elección del tamaño del horno solar está en la potencia que entregan, aunque se alcancen casi las

mismas temperaturas.

Figura 39. Horno Solar en el Instituto Paul Scherrer en Suiza.


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Los hornos solares tienen limitaciones como que la localización debe ser en un lugar que tenga poca nubosidad, la capacidad de material tratado por los hornos solares y los costos son altos debido a la calidad óptica que necesita [28]. La subida de costos es en base al tamaño del spot de concentración

y a medida que se agrande el tamaño, el costo se comportará de la misma manera.

5.1.1 Componentes

Figura 40. Diseño de un Horno Solar [29].

Los hornos solares como se muestran en la Figura 40, cuentan con un heliostato, atenuadores, un segundo espejo reflector y un punto focal de absorción de toda la radiación que incida lo cual puede estar en altura como en el piso.

5.1.1.1 Helióstato

Figura 41. (Izquierda a Derecha) Heliostato con espejos horizontales de 1964 y heliostato con espejos

segmentados.

El helióstato es un espejo plano con un mecanismo de seguimiento al sol que refleja los rayos solares

que llegan inicialmente. El diseño puede ser un espejo plano o una estructura que soporte espejos horizontales planos segmentados; cada uno tendrá distintos ángulos que permitan reflejar la


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radiación de tal manera que incidan más en el punto focal. Su función es reflejar la radiación y tiene seguimiento al sol en dos ejes [30]. El heliostato tiene el área de reflexión, estructura de soporte, mecanismo de accionamiento, pedestal, cimentación y el control del sistema. Para la instalación se

necesitan considerar los siguientes factores según su localización: velocidad del viento, temperatura del ambiente, precipitaciones, radiación solar. La cantidad de heliostatos que se implementarán variarán según la temperatura que se quiera alcanzar dependiente de la nubosidad. En el área comercial la dimensión de los helióstatos están entre 1 y 100 m2 aunque pueden llegar a ser de mayores dimensiones [31].

5.1.1.2 Atenuador

Figura 42. Sistema del Horno Solar en Colonia, Alemania; operado por el instituto de investigación solar

DLR.

El atenuador es un elemento que no se considera indispensable para el funcionamiento si lo que se desean son temperaturas altas, consiste en una serie de espejos reflectores como los lentes tipo Fresnel que serán controlados automáticamente y regularán de manera rápida la intensidad con la que incidirán los rayos del sol. Ayudarán a regular el funcionamiento para mantener una temperatura y potencia más estable de acuerdo a lo diseñado. La orientación puede ser horizontal como vertical y dependerá de la localización del punto focal.

Como se muestra en la Figura 42. El horno solar en Colonia, Alemania operado y estructurado por el instituto de investigación solar DLR.

5.1.1.3 Segundo espejo reflector

Figura 43. Sistema del Horno Solar: HoSIER en México [31].


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Es un espejo cóncavo esférico que se usa para reflejar la radiación hacia el punto focal. Tiene la forma de cilindro parabólico y los espejos de esa curvatura pueden ser segmentados. La amplitud de la curvatura se diseñará en base a la radiación incidente proveniente del o de los heliostatos. Su

función es ser el que guie los rayos solares al punto focal donde se concentrará el calor.

5.1.1.4 Punto focal

Figura 44. Concentrador horno solar HoSIER [32].

Los hornos solares tienen un punto central de enfoque donde serán reflejados los rayos provenientes del sol. El punto focal se encuentra en el centro de donde inciden los rayos reflejados por el segundo espejo reflector. Normalmente es ubicado en un punto central que tiene una elevación desde la superficie terrestre como se observa en la Figura 44. Este receptor es un dispositivo refrigerado en

el que se concentra, en el caso del horno solar HoSIER del Centro de Investigación de la Energía de la Universidad Nacional Autónoma de México, es de 10cm de diámetro y en este es posible llevar a cabo experimentación [32].

5.1.2 Tipos de diseño

Al no ser una tecnología realizada comercialmente, no tiene diseños estandarizados que permitan seguir un patrón de construcción. Los hornos solares son concentradores de la radiación solar en un punto focal y el diseño es personalizado según la funcionalidad que vaya a tener la planta. La tecnología no está siendo comercializada ya que su punto focal es pequeño y no logra tener la capacidad necesaria para

Figura 45. Diseño del Horno Solar de Odeillo, Francia.


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Figura 46. PSA Horno Solar “Direct Beam Down” 2013 [17].

El punto focal puede ser ubicado tanto en altura como en el piso y de eso depende la localización del cilindro parabólico porque debe re direccionar la radiación. Se puede ver como ejemplo en la Figura 45 el punto focal del horno solar en Odeillo, Francia se encuentra en el plano horizontal con una estructura que lo soporta, en cambio, la Figura 46 muestra un estudio realizado por la Plataforma Solar de Almería con un punto focal que está ubicado en el eje vertical con una altura, esto requiere otro diseño de ingeniería para su soporte, este último tiene el nombre de “Direct Beam Down”.

5.1.3 Eficiencia de la tecnología

Actualmente no hay hornos solares comerciales, los niveles de eficiencia no han sido medidos con

claridad pero es una tecnología que sigue en investigación. Los laboratorios que están instalados funcionan para testeo de materiales y no necesitan de continuidad, la eficiencia de la tecnología no ha sido registrada.

5.1.4 Parámetros de operación

Figura 47. Horno Solar ubicado en Uzbekistan

Existen pocos proyectos de hornos solares en el mundo con diferentes magnitudes, localizaciones potencia térmica alcanzada, diseño, entre otras variables. Como toda tecnología de concentración,


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es necesario llevar un adecuado mantenimiento de limpieza de los espejos reflectores. Al ser espejos planos los heliostatos, tienen menor complejidad para su limpieza, el espejo reflector secundario tendrá mayor complejidad.

5.1.5 Costos de la tecnología:

Los costos que tendrá un horno solar es relativo ya que inicialmente depende de la funcionalidad que tendrá este receptor. La magnitud que tendrá la planta a instalar, define la cantidad de componentes utilizados y establecerán el precio de la planta.

5.1.6 Hornos solares en el mundo:

Figura 48. Horno solar en Israel [33].

Los hornos solares construidos hoy en día son usados por laboratorios para testeos de materiales o de uso investigativo. Sandia es una empresa americana que tiene un horno solar en Albuquerque, Estados Unidos y otro en Israel, el primero está en New Mexico State University y alcanza 1.600°C, el segundo localizado en Weizmann Institute of Science alcanza 3.000°C. HoSIER es un horno solar en México construido por el Instituto de Energías Renovables (IER) y la máxima temperatura que alcanza es de 3.400°C. Plataforma Solar de Almería tiene tres hornos con

distintas potencias térmicas, 60, 40 y 5 𝑘𝑊𝑡, siendo que el horno más pequeño llega a 1.500°C. DLR en Alemania construyó un horno solar que llega a 2.500°C para testeo de comportamiento térmico de materiales. Otros hornos solares como Parkent en Uzbekistan usado para pruebas de fundición de Aluminio, PSI en Suiza para demostración de procesos termoquímicos y Golden en Estados Unidos para detoxificación de desperdicios peligrosos y otros procesos de manufactura.


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5.3 Receptores Solares

Figura 49. Receptor solar [34].

La funcionalidad de los receptores solares es muy similar a la del horno solar que concentra la energía en un punto focal. Actualmente existen torres de concentración solar y usando generación directa de vapor alcanzan temperaturas mayores a 500°C. Al ser parte de la división de tecnologías de altas temperaturas, los fluidos de transferencia de calor utilizados son sales fundidas, generación directa de vapor y aire. Los receptores pueden ser interpretados como la tecnología de concentración solar de torre, los heliostatos reflejarán la radiación normal directa incidente (DNI) proveniente del sol controlando con

el mecanismo automático de seguimiento solar. Todos los rayos son direccionados a un punto en la cima de una torre receptora que calentará el segmento y transferirá el calor. En la torre se pueden encontrar distintos sistemas que varían según el HTF que se esté utilizando.

5.3.1 Componentes

5.3.1.1 Heliostatos

Figura 50. Heliostato diseñado por SENER [35].

Los heliostatos están ubicados alrededor de la torre, estos

son espejos reflectores que tienen la funcionalidad de guiar la radiación normal directa hacia el receptor. Las propiedades de los espejos deben ser de baja emisividad y capacidad de absorción, pero de alta reflectividad. Los espejos son normalmente secciones que se integran en una plataforma para que los módulos completos se muevan de manera uniforme o cada uno por separado. Usualmente en el medio de los heliostatos se sitúan piranómetros que miden continuamente la radiación normal directa, de esta manera se activa el motor que controla el

heliostato para ubicarlo en la posición que pueda optimizar la cantidad de energía que llega al receptor.


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Los espejos deben ser ubicados con separaciones entre ellos a 3 veces su tamaño para evitar generar el efecto de sombra entre ellos y disminuir la cantidad de factores que puedan hacer bajar el rendimiento de la planta.

5.3.1.2 Torre

Figura 51. Torre de concentración solar [34].

La torre es una estructura fija construida con la funcionalidad de ser la cubierta del sistema de transferencia de acumulación de calor del HTF que se encuentra dentro de esta. En base al medio que se utiliza en la planta y la utilización que se le dará al receptor, serán las conexiones instaladas. Esta torre es de concreto y no tiene relación la forma de la torre. La altura de esta dependerá de la amplitud del campo solar, ya que hay que tomar en cuenta que la ubicación de cada heliostato debe ser calculada de tal manera que no se genere el efecto de sombra entre espejos.

5.3.1.3 Receptor

Figura 52. Tipos de receptores centrales de izquierda a derecha, externo, cavidad, plano, volumétrico

[35].

El receptor será una franja en la torre que absorberá toda la radiación incidente y este podrá transferir a otro medio el calor y llegar a altas temperaturas. Ya que los heliostatos reflejan la radiación con una forma conoidal, forma esa franja de alta temperatura como se ve en la Figura 52 según el tipo de receptor que esté instalado.


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Figura 53. Mapas de flujo para distintos tipos de receptores centrales, de izquierda a derecha: recibidor

plano, de cavidad y externo cilíndrico [35].

5.3.2 Tipos de diseño

Figura 54. Tecnología de receptor solar con aire a presión atmosférica en Jülich, Alemania [34].

Este tipo de receptores calienta aire a presión atmosférica hasta 680°C en Jülich, con una potencia térmica de 10 𝑀𝑊. El sistema usa el aire del ambiente que pasa a través del receptor caliente para llegar a dichas temperaturas.

Figura 55. Tecnología de receptor solar con sales fundidas Crecent Dunes, Nevada [34].


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En Crecent Dunes, se encuentra otro receptor solar que utiliza sales fundidas como fluido de transferencia de calor y con el sistema de receptor externo cilíndrico. La temperatura de

funcionamiento es de 565°C con 110𝑀𝑊 eléctricos instalados y dos tanques de almacenamiento.

Figura 56. Tecnología de receptor solar con partículas de cerámica con aleaciones de aluminio [34].

Finalmente está el mismo sistema de receptor solar pero que calienta partículas de cerámica que son actualmente transportadas de manera manual hacia la cima de la torre para que luego por el efecto de gravedad se almacenen calientes en la superficie terrestre. Estas partículas pasarán a través de un intercambiador de calor a temperaturas de 1.000°C para calentar metal o usarlo para lo que fue construido.

Figura 57. Tipos de diseño de la planta receptor solar [36] [37].

Los receptores solares pueden tener la torre en el centro de la planta o diseñar la mitad de una planta, haciendo de esta un semicírculo, donde la torre estará ubicada en el centro límite de un lado. En Chile los heliostatos deben estar del lado sur de la planta, en el otro lado del hemisferio, debería

estar diseñado con los heliostatos al norte.


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5.3.3 Eficiencia de la tecnología

Figura 58. Eficiencia anual del campo según la

potencia de diseño. Fuente: GIZ

La eficiencia de esta tecnología es buena en comparación con el resto de tecnologías, como

se ve en la Figura 58. A medida que se va ampliando la magnitud de la planta, se va perdiendo la eficiencia ya que por motivos de distancia que debe viajar la radiación reflejada, la intensidad baja de manera significante y no responde a las necesidades de esta. Es importante notar que el diseño es de un semicírculo con la torre en el límite central.

Figura 59. Eficiencia comparativa entre placa plana,

cilindro parabólico y torre solar. Fuente: GIZ

La Figura 59 muestra la eficiencia cuando la temperatura de absorción es igual a la temperatura

del proceso para lo que lo ocuparemos. En comparación son las placas planas y los colectores cilíndricos parabólicos pierden la eficiencia de manera más rápida a medida que va aumentando la temperatura. Se presenta una gran diferencia con la tecnología de torre solar que a medida que es mayor el nivel de concentración, tendrá mejor rendimiento frente a las otras tecnologías.

5.3.4 Parámetros de operación

Los receptores solares usan como fluido de transferencia de calor la sal solar, vapor, aire y partículas de cerámica. Como lo muestra la Tabla 3, hay distintos alcances según el HTF para el flujo promedio

y máximo, también está la temperatura de salida del fluido.

Tabla 3. Comparación de parámetros de operación según el tipo de fluido del receptor solar. Fuente: mromero fupse

Fluido Agua/Vapor Sodio Líquido Sales Fundidas Volumen Aire

Flujo (𝑀𝑊/𝑚2)

- Promedio

- Máximo

0,1 – 0,3

0,4 – 0,6

0,4 – 0,5

1,4 – 2,5

0,4 – 0,5

0,7 – 0,8

0,5 – 0,6

0,8 – 1,0

Temperatura de salida del fluido (°C)

490 - 525 540 540 - 565 700 – 800 (>800)


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Para mantener en optimas condiciones el funcionamiento del receptor, se debe hacer revisión del estado de los componentes de manera continua y la limpieza de los espejos reflectores. Previamente fueron presentados los mecanismos de limpieza de los espejos, lo que ayuda a la efectividad que

tendrá para reflejar la radiación. Al ser largas distancias las que tiene que recorrer la energía, puede perder intensidad con la que llegue al receptor, es por esto que las condiciones medio ambientales son importantes de analizar antes de la construcción de la planta. La cantidad de material particulado que se encuentre en el ambiente va a afectar en el rendimiento de la planta aún cuando estén limpios los espejos reflectores y necesitará limpieza frecuente.

5.3.5 Costos de la tecnología

Los costos de los receptores solares que tienen relación con sus componentes y las operaciones. Según la potencia instalada será la dimensión que tomará la planta, la cantidad de heliostatos, recibidor, fluido o partículas de transferencia. Al 2014 los costos de inversión para la instalación de la planta

de receptor solar se dividían entre el campo de heliostatos, sistema de receptor, bloque de potencia (para las plantas con generación de energía eléctrica), almacenamiento térmico, ingeniería y preparación del terreno, contingencias, balance de planta, costos del mandante y por último la torre. El punteo previo está ordenado en base al porcentaje de costos que representen del total de inversión en la planta de 100 𝑀𝑊𝑒 y 15 horas de almacenamiento térmico.

En el mismo año, la operación y mantención representaban el 16% de una planta con las mismas características del LCOE calculado para esta. El seguro del proyecto es un 40%, seguido por los costos de mano de obra de alrededor de 44 empleados es el 23%, el material y la mantención un 21%, contactos de servicios 12% y los servicios 4% [38].

5.3.6 Receptores solares en el mundo

Los receptores solares son similares a la tecnología de concentración de torre y para la integración de energía termosolar en las industrias, existe el centro aeroespacial alemán DLR que ha investigado acerca de las posibilidades de hacer esto factible.

Figura 60. Receptor solar para fundir aluminio. Fuente: DLR

DLR una planta a nivel de laboratorio para testeo en materiales que llega a temperaturas de hasta 1.000°C para derretir aluminio. Actualmente se encuentra en búsqueda de realizar la primera planta


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demostrativa que calentará partículas de cerámica con aleaciones hasta esas temperaturas y luego poder transportarlas con tanques de almacenamiento.


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6 FLUIDO DE TRANSFERENCIA DE CALOR

Los fluidos de transferencia de calor “HTF” (por sus siglas en inglés Heat Transfer Fluid) son un factor relevante para lo que será la temperatura de trabajo de las plantas concentradoras de energía solar y los métodos de conexión al sistema metalúrgico. En aplicaciones de investigación, comerciales residencial e industrialmente, se han utilizado los siguientes HTF:

1. Mezcla de agua con anticongelante 2. Vapor 3. Aceite sintético 4. Sales fundidas (o también conocidas como sal solar) 5. Aire

Normalmente la selección de éstos, dependerá de la aplicación que se le dará al fluido de transferencia de calor [3]. La mayoría de HTF tendrá sus propiedades térmicas según su composición, las presentadas en este documento son de algunas plantas operativas y de literatura. Para los colectores planos, al tener una baja capacidad de recuperar energía solar (menor que las tecnologías de concentración solar), se utiliza normalmente una mezcla de agua y anticongelante para conexiones a industrias. El aceite sintético tiene como temperatura máxima de funcionamiento 410°C, el vapor funcionan a una temperatura de 500°C, las sales solares fundidas trabajan a temperaturas de hasta 550°C y finalmente el aire puede trabajar a temperaturas de hasta 650°C [39].

Las plantas definirán su capacidad de temperatura en base al límite de trabajo del HTF que haya sido utilizado en el primer sistema de captación de energía termosolar. Esto se debe a que para mantener el control de un sistema de concentración solar, se necesita mantener el medio de transferencia en un solo estado termodinámico. Cuando existen dos estados (líquido y gaseoso) en una línea de la planta, se complica el mantener controlada la dirección del fluido. Es por esto que la capacidad de captar la energía termosolar también influye en el tipo de fluido a utilizar; será necesario tener en cuenta las propiedades termodinámicas de cada HTF para evitar inconvenientes en su operación. El agua a presión trabaja con temperaturas aproximadamente de 220ºC, sin embargo el aceite sintético opera a temperaturas superiores a 250ºC ya que es peligroso que a menor temperatura la planta pueda sufrir de congelamiento del fluido. Finalmente el uso del vapor es principalmente para

transporte de calor en donde ya esté instalada una red de vapor. El medio de almacenamiento más utilizado en Concentrated Solar Power (CSP) es el aceite sintético y la sal solar. El rango de temperatura será entre 250°C y 550°C según el sistema termosolar analizado. Las sales fundidas son mayormente utilizadas para el sistema de almacenamiento de las plantas termosolares, sin embargo, actualmente hay plantas operativas en el que utilizan este HTF en el sistema primario de captación solar. Las plantas termosolares innovadoras que lo utilizan en el sistema primario, corren riesgos operacionales por el punto de fusión de la sal solar (desde 120°C a 220°C [40]). Esto implica mantener una temperatura mínima de operación en todo el sistema que contiene la sal solar para evitar que se congele, lo que puede ser causante del quiebre de tubos transportadores del fluido.

El fluido utilizado captará y almacenará la energía térmica de los concentradores, esta puede ser usada para ser almacenada en tanques y conservará la energía para utilizarla en horas que no haya sol. El calor obtenido por este sistema puede ser inyectado a procesos térmicos, pierde eficiencia en su capacidad de cogenerar energía eléctrica pero aumenta la eficiencia global del sistema [3].


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En términos de los tipos de circulación del medio, depende del tipo de fluido utilizado es el circuito diseñado, si se usa agua puede ser abierto pero si es aceite térmico, es contaminante y debe ser un circuito cerrado. Hay tres tipos de configuraciones básicas en las plantas:

Figura 61. Configuraciones básicas para las plantas termosolares.

Un solo paso: esta es la configuración más simple y tiene la menor cantidad de componentes que lo convierten en la más barata. Aparte de tener menores pérdidas causadas por los componentes extras, es la más eficiente. Esta configuración tiene dos debilidades: no tienen un buen nivel de control y es menos eficiente para tener una temperatura de fluido estable.

Inyectores: esta configuración tiene dos grandes ventajas: provee un mejor control de la temperatura del medio transportado y estabilidad de esta. Sus desventajas son la complejidad de la configuración total y requiere de mayor inversión. Recirculación: las ventajas y desventajas de esta configuración son similares al anterior, es capaz de entregar buenos niveles de control de la temperatura y estabilidad del fluido. Adicionando a la lista de desventajas, este sistema tiene una mayor cantidad de cargas parásitas por su complejidad.


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7 ALMACENAMIENTO DE LA ENERGÍA TERMOSOLAR

El uso de almacenamiento es para incrementar las horas de producción, aumentar el factor de planta, ayuda a bajar los costos en el precio de la unidad de energía producida, entre otros beneficios. Las tecnologías presentadas de baja, media y alta temperatura tienen la posibilidad de ocupar almacenamiento térmico de sus procesos, es por este motivo que la energía termosolar tiene la capacidad de abastecer en horas donde no hay sol y reduce la pérdida de calor. Hay distintos tipos de mecanismo de almacenamiento: calor sensible, calor latente o calor termoquímico; de los

presentados el último es el que presenta la mayor densidad energética entre los tres estados como se presenta en una comparación de mecanismos de almacenamiento térmico (TES) en la Tabla 4 [41].

Tabla 4. Comparación de mecanismos TES – Densidad Energética [41]

Sensible Latente (fusión) Reacciones termoquímicas

Material Calor específico (kJ/kg∙ºC)

Densidad energética (kJ/m3∙ºC)

Temperatura fusión (ºC)

Calor latente (kJ/kg)

Densidad energética (kJ/m3)

Material termoquímico

Temperatura de reacción (ºC)

Densidad energética de material termoquímico (kJ/m3)

Agua 4.2 4.200 0 335 307.195 Fe(OH)2 150 2.200.000

Sal solar:

60% NaNO3 – 40% KNO3

1.5 3.144 223 105 230.160 CaCO3 837 3.300.000

Parafina 1.92 1.593,6 32 251 208.330 CaSO4∙2H2O 89 1.400.00

El almacenamiento tiene distintos conceptos como activos directos, activos indirectos, pasivos e híbridos. También existe la posibilidad de usar un mecanismo con generación directa de vapor, que como su nombre lo indica, utiliza el vapor directo sin tener que pasar por medio de intercambiadores de calor.

7.1 Almacenamiento activo

Este mecanismo de almacenamiento tiene una configuración que se diferencia porque el medio de transferencia de calor se desplaza en el sistema. Dentro de este tipo de almacenamiento, existen dos distintos diseños que son activo directo e indirecto.

7.1.1 Almacenamiento activo directo

Figura 62. Sistema de almacenamiento activo directo [41].


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El almacenamiento activo directo es el que se muestra en la Figura 62 que usa el HTF para que circule directamente desde la torre al tanque de almacenamiento para pasar por un intercambiador de calor y seguir por el tanque frio. Este sistema tiene el beneficio de que solo necesita de un intercambiador

de calor para el almacenamiento, sin embargo presenta la desventaja que debe recorrer un largo tramo en las horas que no haya radiación solar, lo que hace que pierda calor.

7.1.2 Almacenamiento activo indirecto

Figura 63. Sistema de almacenamiento activo indirecto [41].

El almacenamiento activo indirecto representado en la Figura 63, tiene dos intercambiadores de calor separados entre el almacenamiento y la generación. El recorrido que debe hacer el fluido de transferencia de calor para capturar nuevamente esa potencia térmica es más corta para este sistema ya que solo es un camino entre el tanque caliente y el tanque frío pasando por el intercambiador de calor. La ventaja que tiene este sistema que es el más usado por las plantas en la actualidad, es que no tiene tanta pérdida térmica como el almacenamiento activo directo, aparte de que pueden ser

fluidos distintos de los tanques y la planta. La desventaja es que se vuelve más costosa porque se necesita un segundo intercambiador de calor. Este es el mecanismo de almacenamiento térmico mayormente utilizado en Concentrated Solar Power (CSP) usando dos tanques en calor sensible para plantas de cilindro parabólico.

7.2 Almacenamiento pasivo

Figura 64. Sistema de almacenamiento pasivo [41].

Este sistema de almacenamiento es poco común en las plantas concentradoras. No tiene desplazamiento en el sistema el medio que transporta el calor, usa el mismo HTF en toda la planta.


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Los intercambiadores de calor interactúan con el fluido al que se quiera transferir el calor y tiene un solo tanque, sin necesitar de bombear entre tanque caliente y frío.

7.3 Generación Directa de Vapor (GDV)

La generación directa de vapor es un tipo de generación que usa agua para llegar a vapor saturado que se inyecta directamente a los procesos o a turbinas de generación de electricidad. Este sistema es un circuito cerrado con menor riesgo medio ambiental en caso de que ocurra algo con la planta. Otros beneficios es que al usar vapor hay posibilidad de aumentar la máxima temperatura de

operación y se simplifica la configuración de la planta en su conjunto. Se reduce el coste inicial y los gastos de operación y mantenimiento.

Figura 65. Causas del gradiente térmico en los tubos absorbedores [24].

En este proceso pueden coexistir los estados del agua, líquido y gaseoso si no se mantienen a temperaturas altas. Tiene mayor complejidad controlar el proceso si hay dos fases en los tubos de absorción o por donde recorrerá el medio de transferencia de calor, las direcciones opuestas pueden hacer que los sensores no muestren valores reales de la situación. Por lo anterior, son necesarios sistemas de control más complejos y requiere de tuberías y accesorios más robustos para el campo solar.

7.4 Sistema de almacenamiento RUTH

Figura 66. Sistema de almacenamiento RUTH para GDV [39].

Este sistema es utilizado para la GDV y es un método directo para almacenar el calor latente. Es un recipiente a presión que mantiene el calor del vapor. Las pérdidas son significativas aquí y aún cuando


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es técnicamente viable, no lo es en términos económicos. Aumentando la presión, aumenta el volumen disponible de almacenamiento.

Para cargar el estanque, entra el vapor caliente y convierte el líquido en vapor y aumenta la presión de este, con los principios de termodinámica eleva la temperatura de saturación y solo se mantiene un 10% en vapor por la constante condensación del agua. Para la descarga, al disminuir la presión, se produce vapor saturado y el sistema de almacenamiento se descarga [39].


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8 BIBLIOGRAFÍA

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Date: 3-05-201

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estado del arte: tecnologías termosolares con potencial de … · 2018-09-27 · rev.: 0 date:...

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