Central térmica solar


Central térmica solar
Heliostato de una central térmica.
Antigua central térmica solar (Solar Two) en Barstow, CA. Hoy observatorio astronómico para contemplar la Radiación de Cherenkov.

Una central térmica solar o central termosolar es una instalación industrial en la que, a partir del calentamiento de un fluido mediante radiación solar y su uso en un ciclo termodinámico convencional, se produce la potencia necesaria para mover un alternador para generación de energía eléctrica como en una central térmica clásica.

Constructivamente, es necesario concentrar la radiación solar para que se puedan alcanzar temperaturas elevadas, de 300 º C hasta 1000 º C, y obtener así un rendimiento aceptable en el ciclo termodinámico, que no se podría obtener con temperaturas más bajas. La captación y concentración de los rayos solares se hacen por medio de espejos con orientación automática que apuntan a una torre central donde se calienta el fluido, o con mecanismos más pequeños de geometría parabólica. El conjunto de la superficie reflectante y su dispositivo de orientación se denomina heliostato.

Los fluidos y ciclos termodinámicos escogidos en las configuraciones experimentales que se han ensayado, así como los motores que implican, son variados, y van desde el ciclo Rankine (centrales nucleares, térmicas de carbón) hasta el ciclo Brayton (centrales de gas natural) pasando por muchas otras variedades como el motor de Stirling, siendo las más utilizadas las que combinan la energía termosolar con el gas natural.

Contenido

Evolución

Las centrales de torre

Una central de torre —también conocida como sistema de receptor central— está compuesta por un sistema concentrador o campo de heliostatos, que capta y concentra la componente directa de la radiación solar sobre un receptor —donde se produce la conversión de la energía radiante en energía térmica que suele instalarse en la parte superior de una torre. El fluido de trabajo puede ser, entre otros, aire, vapor de agua, sodio fundido o sales fundidas, según la tecnología escogida. En las de vapor de agua, este mueve directamente una turbina. En los otros, el fluido transporta el calor a un generador de vapor de agua, con el que se hace funcionar una turbina que mueve al generador eléctrico.

Uno de los componentes más críticos de las centrales de torre es el receptor, situado en lo alto de la misma. Debido a las altas temperaturas y gradientes que puede alcanzar, lo cual está además íntimamente ligado al rendimiento del ciclo termodinámico, los estudios actuales se centran básicamente en la elección de materiales y la disposición de estos de forma que existan las menores pérdidas de calor posibles, incrementando así no sólo la eficiencia global del ciclo sino la del receptor en sí. Existen receptores volumétricos, de tubos, abiertos, de cavidad, circulares, etc.

En cuanto al sistema óptico, éste es la principal característica que distingue a tecnología termosolar de otras convencionales de producción de electricidad. Debido a las grandes extensiones de superficie reflectante necesaria, una parte importante de los costes de una planta están ligados a los helióstatos, o los colectores cilindro parabólicos en su caso. El sistema de apunte es crítico a fin de optimizar el campo maximizando la radiación anual reflejada incidente en el receptor de la torre evitando gradientes en el mismo. El seguimiento solar se lleva a cabo mediante un sistema de control automático que puede estar más o menos centralizado, el cual hace funcionar pequeños motores eléctricos que mueven la superficie reflectora con dos grados de libertad, esto son, dos ejes. Se están llevando a cabo también estudios de mejora del sistema de control, intentando reducir los costes totales de las plantas.

Durante finales de los años 1970 y principios de los años 1980 se construyeron varias centrales eléctricas termosolares en distintos lugares del planeta y con diversas variantes tecnológicas, con objeto de demostrar la viabilidad de la generación de energía eléctrica a partir de la energía solar mediante la conversión térmica. Entre estas plantas de demostración pueden mencionarse las siguientes:

SSPS/CRS

Situada cerca de Tabernas, en Almería, España (1981). El receptor era de sodio fundido que alcanzaba temperaturas de 520 °C y generaba 0,5 MW eléctricos con 3700 m2 de heliostatos. Tenía 90 heliostatos. El sodio fundido se empleaba para generar vapor de agua que a su vez movía un motor Spilling acoplado a un generador eléctrico. Vista aérea

Sunshine

Situada en Nio, Japón (1981). Receptor de vapor de agua. Generaba 1 MW eléctrico con 12.900 m2 de heliostatos. Funcionó durante tres años, demostrando la viabilidad tecnológica del proyecto, pero se consideró económicamente no viable en EEUU

Themis

Central solar Thémis: situada en Targasonne, Francia (1982). Receptor de sales fundidas, y generaba 2,5 MW eléctricos con 11.800 m2 de heliostatos. Vista Aérea

CESA 1

Situada cerca de Tabernas, en Almería, España (1983). Receptor de vapor de agua (a 520 °C y 10 bar de presión, y generaba 1,2 MW eléctricos con 11.900 m2 de espejo en 300 heliostatos. Disponía de un sistema de almacenamiento térmico de sales fundidas. El vapor alimentaba directamente una turbina, o se enviaba para calentar las sales fundidas. CESA es acrónimo de Central Electro Solar de Almería (CESA-1). Vista aérea

SPP5

Situada en Shchelkino, Ucrania, en la costa de la península de Crimea (1985). Receptor de vapor de agua y generaba 5 MW eléctricos con 40.000 m2 de heliostatos. Vista aérea

Solar Two

Situada en Barstow, California, USA (1996-1999). Utilizó parte de la infraestructura de Solar One (Torre, heliostatos, etc.). Receptor de sales fundidas, generaba 10 MW eléctricos con 71.500 m2 de heliostatos. Vista aérea

El año 2002, ninguna de estas centrales seguía en funcionamiento.

Las centrales de cilindros parabólicos

La diferencia con las anteriores está en el modo de recolectar la energía del Sol. En lugar de heliostatos, se emplean espejos de forma cilindro parabólica. Por el foco de la parábola pasa una tubería que recibe los rayos concentrados del Sol, donde se calienta el fluido, normalmente un aceite térmico. Una vez calentado el fluido, el proceso es el mismo que el de las centrales de torre. Actualmente el fluido alcanza temperaturas próximas a 400 °C. Vista Aérea

En el desierto de Mojave, California, hay 9 centrales SEGS (Solar Electric Generating Station), que forman la mayor instalación solar del planeta. Las hay entre 14 MWe y 80 MWe, y su capacidad total es de 354 MWe. Son centrales híbridas, esto es, que producen electricidad a partir de las energía solar y de combustible fósil. La producción a partir de combustible fósil no puede sobrepasar un determinado porcentaje de la producción total para así tener derecho a subvenciones. [1]

  • SEGS I y II se encuentran en Dagget.
  • SEGS III a VII están en Kramer Junction.
  • SEGS VIII y IX están en Harper Lake.
  • Estaba previsto construir tres más, SEGS X, XI y XII, pero el proyecto se suspendió.

Alguna está en funcionamiento desde 1985, y la última (SEGS IX) empezó a producir en 1991. La compañía que gestionó estas centrales quebró, pero la que la sustituyó continuó la producción.

Actualidad

Centrales de torre

La central PS10, construida por Abengoa Solar en colaboración con el CIEMAT en Sanlúcar la Mayor (Sevilla), está conectada a la red eléctrica y produciendo desde el 28 de febrero de 2007. Fue inaugurada oficialmente por el presidente de la junta de Andalucía, Manuel Chaves, el 30 de marzo de 2007. Se prevé una vida operativa de al menos 25 años; es la primera central de explotación comercial de su tipo. El receptor es de tipo cavidad y trabaja con vapor saturado como fluido de transferencia. La potencia es de 11 MW y se espera una producción anual de 24,2 GWh. El campo solar está en disposición norte y está formado por 624 helisotatos. La torre tiene una altura de 114 metros.

La PS20, de Abengoa Solar igualmente, se puso en funcionamiento la segunda semana de mayo de 2009 con una potencia de 20 MW, situada al oeste de la PS10. El campo solar está compuesto por 1255 helióstatos en disposición norte, la torre de 150 metros y receptor de vapor saturado. Están en distintas fases de ingeniería otras plantas, tanto de torre (como PS10 y PS20), cilindro parabólicos y mixtas, hasta un total de 305 MW.

Puesta en funcionamiento a finales de mayo de 2011, la tercera planta comercial del mundo es Gemasolar, de la joint venture hispano-árabe Torresol Energy, esta en Fuentes de Andalucía, (Sevilla).[1] Cuenta con tecnología de sales fundidas de nitrato potásico y un almacenamiento térmico que puede funcionar hasta 15 horas teóricas sin recibir suficiente radiación solar. La potencia nominal es de 19,9 MW y cuenta con un campo solar de unas 185 hectáreas compuesto por 2650 heliostatos en disposición circular.

Centrales de cilindros parabólicos

En España están en proyecto o en construcción bastantes centrales termosolares de cilindros parabólicos, entre algunas de ellas están:

  • La central de Andasol, diseñada y construida por Milenio Solar y Cobra (filial de ACS), de 50 MW [2] cada una.
  • Las centrales de colectores cilindro parabolicos de Solnova 1, ya en marcha,[2] Solnova 3 y Solnova 4 de 50 MWe cada una. En la plataforma solar de Sanlúcar la Mayor (Sevilla), cerca de las centrales de torre y campo de helióstatos PS10 y PS20.

En el resto del mundo:

  • En Australia se está estudiando también la instalación de una de estas torres de 1 km de altura, campo colector de 5 km de diámetro y que generaría 200 MW [3].
  • En Boulder City, cerca de Las Vegas, Nevada, está prevista una de 64 MW.

Véase también

Enlaces externos

Referencias

  1. Torresol Energy (24 de maryo de 2011). «Torresol Energy comienza la operación comercial de la planta de 19,9MW Gemasolar». Consultado el 28 de mayo de 2011.
  2. lainformación .com 5 de mayo de 2010 : Abengoa comienza la operación comercial de 'Solnova 1', su primera planta cilindro parabólica de 50 mW

Wikimedia foundation. 2010.

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