07 octubre 2011

El liderazgo español y las últimas innovaciones en la tecnología solar CSP


En este blog fuimos muy críticos con el componente especulativo de la expansión fotovoltaica en España a mediados de la pasada década, pero lo cierto es que la ingeniería española adquirió en esos años un know-how sin parangón en otros países del que ahora nos beneficiamos. En muy pocos lugares se dispone de la capacidad en ingeniería e industria auxiliar que sobre energías renovables disfrutamos en España.
Entre las tecnologías por los que la investigación española apostó con fuerza en un momento en el que era arriesgado hacerlo merece sin duda destacar la tecnología termosolar o CSP. Era difícil en aquellos años pasar de los prototipos experimentales a las plantas a escala real por lo cuantioso de las inversiones requeridas, pero eso se hizo en España y se construyeron las plantas más grandes del mundo y las primeras a una escala comercial. Esa fue a nuestro parecer la clave del éxito ya que disponer de plantas CSP a tamaño comercial nos da la oportunidad poner a prueba estas tecnologías un laboratorio del que otros países no pueden disfrutar.
Actualmente, las compañías españolas que apostaron por aquella tecnología están consiguiendo proyectos importantes en otros lugares del mundo, pero sobre todo disponen del medio adecuado para avanzar más deprisa que otros países en la cuestión vital de la tecnología CSP: ¿Cómo conseguir generar energía más barata y averiguarlo antes que otros países competidores?
La tecnología solar de concentración (CSP o concentrated solar power) usa espejos para concentrar la luz del sol y generar calor y se usa típicamente para generar electricidad vía un ciclo de vapor convencional.
Al contrario que la energía fotovoltaica o eólica, la tecnología CSP tiene como particularidad que puede además almacenar la energía, un hecho altamente relevante en el mundo de las energías renovables. En España, cuando el segundo pico de demanda llega en la noche, es por tanto muy importante almacenar la energía.
La tecnología CSP permite una mejor distribución de la energía que otras fuentes renovables, pero también es más cara y requiere mucho esfuerzo en investigación y desarrollo para reducir los costes en los componentes y optimizar la producción e instalación. Para ello, en la plataforma solar de Almería se investigan cuatro tipos de tecnologías CSP. La tecnología más madura es el diseño de colectores parabólicos, que suponen el 93 % de los 2500 MW de nueva capacidad CSP que España ha aprobado hasta 2013. Si bien las otras tecnologías – torre solar, colector de Fresnel y Sitrling dish – tienen todas potencial comercial, los financiadores de los proyectos han optado por reducir riesgo usando la tecnología de colectores parabólicos.
Con un sistema de torre, por ejemplo, es difícil conseguir financiación para un proyecto porque nadie sabe cuánto durará un receptor.
El sistema de tarifas CSP es generoso en España – actualmente 0,28 €/kWh durante 25 años, pero las plantas no pueden exceder de 50 MW. Este límite de tamaño se considera inferior al óptimo, dada la actual madurez de la tecnología de colectores parabólicos, y ello limita los beneficios potenciales de la economía de escala. Varios costes en un proyecto CSP no son proporcionales a su tamaño. Por ejemplo, los costes de una turbina de 200 MW son menores te cuatro veces los costes de una turbina de 50 MW. Se estima que una planta de 200 MW puede ser un 25 % más barata por megavatio que una planta de 50 MW.
En las plantas españolas aceite sintético según veo a través de los tubos del receptor para absorber el calor del sol, alcanzando una temperatura máxima de 393 ºC cuando llega al intercambiador de calor. De esta forma se generan electricidad usando un ciclo de vapor convencional.
Energía solar durante la noche
Cuando la electricidad producida es superior a la que requiere el sistema en algunas plantas se está utilizando sal fundida para almacenar la electricidad. Para ello se utiliza un segundo intercambiador que calienta una mezcla de sales de nitrato que según bombean de un tanque frío a un tanque caliente. Para producir electricidad una vez el sol se ha puesto, el caudal se invierte y la energía se transfiere desde las sales calientes al aceite.
De esta forma se consigue que las plantas CSP puedan seguir funcionando siete horas más en verano y tres horas más en invierno. La planta de Guadix en Granada puede inyectar así a la red nada menos que 30 MW de energía solar durante la noche.
El almacenamiento nocturno de la energía solar siempre ha sido costoso y un punto débil para esta tecnología, pero el almacenamiento con sales permite a las plantas CSP trabajar durante 4000 horas al año en vez de 1000.
Uno de los puntos débiles del actual al estado de la tecnología es que el fluido sintético de transferencia de calor solamente puede trabajar hasta 393 ºC, pues se degrada a partir de los 400 ºC. Está temperatura limita la eficiencia del ciclo de vapor alrededor de 38 ºC.
Para mejorar la eficiencia de las turbinas Siemens ha impulsado un proyecto de investigación en Évora (Portugal), donde se ha construido una planta piloto en la que la sal fundida es el medio de transferencia. Un bucle de 300 m será capaz de operar a temperaturas por encima de 500 ºC y ensayará diferentes tipos de sales como medio de transferencia.
La sal fundida tiene un gran potencial para disminuir los costes de la electricidad y permite también simplificar la planta ya que no es necesario el intercambiador de calor aceite-a-sal. La eliminación del intercambiador de calor permite que las sales en el tanque de almacenamiento alcancen temperaturas más altas que en una planta basada en aceite. El tamaño del tanque puede reducirse ya que se necesita menos sal para almacenar energía y en consecuencia se consigue un ahorro de un 30 % en componentes del tanque.
La gran desventaja de la sal fundida es que cambia de estado a unos 220 ºC y ello requiere mucho cuidado para que no se alcance este límite en la red de tuberías durante la noche, algo bastante complicado en un gran campo solar.
Otra de las líneas de investigación actualmente en marcha es el desarrollo de nuevas sales con un punto de congelación más bajo pero la ventaja de la mezcla actual – 60 % de nitrato de sodio y 40 % de nitrato potásico – es que los ingredientes son baratos.
Nuevos espejos
Entre los componentes críticos de una planta de captadores parabólicos están los espejos y los tubos del receptor, componentes ambos en los que se está trabajando para obtener sistemas mejorados. Los espejos parabólicos que actualmente se utilizan ofrecen una reflexividad del 93,5 %, aunque nuevas tecnologías prometen alcanzar un 95 % en muy poco tiempo. Esto supone un aumento de la eficiencia total de la planta en un 3,5 %.
En Almería se están investigando muchas alternativas dirigidas a disminuir los costes de esta tecnología y una de las opciones es la generación directa de vapor, lo cual permitiría a las plantas parabólicas operar a temperaturas aún superiores.
El uso del vapor tendría también como ventaja que se simplifica el diseño de la planta eliminando el intercambiador de calor principal. Se requieren tubos del receptor más caros para resistir las altas temperaturas pero el cambio a vapor puede reducir los costes totales de la planta en un 5 % e incrementar la eficiencia en un 7 %.
Otra de las investigaciones que se llevan a cabo en Almería es el uso de un gas comprimido tal como el dióxido de carbono o nitrógeno como fluido de trabajo. Pero toda la planta debe rediseñarse para trabajar con gas en vez de líquido.
Tecnología Fresnel
Respecto a la tecnología CSP Fresnel lineal debemos destacar que tiene como ventaja clave que el diseño de las plantas es mucho más simple y más barato que las instalaciones de colectores parabólicos.
Si bien la tecnología Fresnel está menos madura, tiene potencial significativo para reducir costes una vez sus componentes sean fabricados en masa. Los tubos receptores son mucho más simples que la tecnología de tubo Dewar usado en receptores de colectores parabólicos. Similarmente, la fabricación e instalación de espejos planos puede ser automatizada más fácilmente.
La desventaja de la tecnología Fresnel es una eficiencia térmica relativamente baja – alrededor del 26 %. No obstante, en España se está planificando la evolución de esta tecnología hacia el vapor sobrecalentado que aumente la eficiencia del ciclo de la turbina. Las actuales líneas de investigación trabajan en rediseñar tuberías y colectores para manejar vapor sobrecalentado a 450 ºC
Tecnología de torre solar
La tercera tecnología CSP con alcance comercial en España es la torre solar, que usa una disposición circular de heliostatos en el suelo que enfoca la luz del sol hacia un receptor montado en una torre. En España se montó la primera planta experimental con esta tecnología hace veinticinco años y la experiencia acumulada dio pie al lanzamiento de la construcción de plantas a gran escala que comenzaron a operar en 2007. La primera planta comercial del mundo se construyó cerca de Sevilla con una capacidad de 11 MW y un almacenamiento limitado suficiente para 30 minutos de cobertura de nubes. Esta planta usa vapor saturado como medio de transferencia.
La nueva generación de la tecnología de torres está representada por Gemasolar, una torre de 17 MW que usa sal fundida como medio de transferencia y para almacenar energía hasta 15 horas. Si bien la capacidad nominal de esta planta es de 17 MW, produce tanta energía como una planta de diseño con colectores parabólicos de 50 MW pues puede operar durante más horas al día.
Usando sales fundidas, Gemasolar trabaja a una temperatura nunca alcanzada en plantas comerciales, pues opera a 560 ºC y ello propicia un 24 % más de eficiencia que las plantas predecesoras de vapor.
El desarrollo pionero de las torres solares comerciales en España ha hecho aparecer una tecnología de operación y mantenimiento más simple de lo conocido hasta ahora. En las plantas de captadores parabólicos o en las plantas Fresnel el fluido de transferencia debe desplazarse quizás por 80 km de tuberías de colector antes de alcanzar el bloque de potencia. En una planta de torre, el fluido de transferencia está confinado en un circuito mucho más pequeño que comprende la torre central y el sistema de almacenamiento cercano.
Los investigadores están ya mirando más allá y se están pensando nuevos diseños que puedan trabajara por encima de 800 ºC usando aire como fluido de transferencia. Esto puede aumentar la eficiencia de la planta tanto como un 13 %. Las temperaturas pueden ser incluso más altas usando nuevos materiales.
Stirling dish
La cuarta tecnología CSP es Stirling dish, que también se ha desplegado comercialmente en España. Se usa un reflector parabólico para enfocar la luz del sor en un motor Stirling. Teóricamente esta tecnología puede ofrecer la mayor eficiencia de las cuatro alternativas descritas.
Una diferencia de esta tecnología es que se trata de una alternativa que trabaja a pequeña escala y los sistemas comerciales típicamente generan alrededor de 2,5 kW. Esto hace que esta tecnología sea apropiada para aplicaciones off-grid, aunque la conexión de muchos sistemas entre sí puede también crear sistemas conectados a la red.
La tecnología Stirling también ofrece quizás el mayor potencial en reducción de costes. Sin embargo, existen dudas sobre la fiabilidad a largo plazo de los motores Stirling, ya que deben resistir temperaturas de 700 ºC y presiones de 150 bares.
Otra ventaja de la tecnología Stirling es que requiere muy poca agua por lo que es apropiada para regiones áridas con poca nubosidad. Se trata de una ventaja importante pues las mejores localizaciones para las plantas termosolares son las zonas áridas con pocas nubes y su consumo de agua es elevado. Una planta termosolar española típica puede consumir 500.000 m3 de agua al año, la mayoría para vapor condensado pero también para la limpieza de los espejos.
En España se está descubriendo que la tecnología termosolar supone una alternativa viable como fuente de generación de energía con ventajas tan interesantes como el almacenamiento de energía. Sus posibilidades para regiones áridas son inmejorables, pero su implantación requiere un gran esfuerzo de desarrollo de tecnologías muy diferentes entre sí que integradas nos dan la solución más competitivas. Para 2015 la ingeniería termosolar desarrollada en España espera conseguir una reducción en costes del 30 % y esta evolución puede continuar hasta 2025 cuando se espera haber disminuido los costes en un 50 %.
Bibliografía: Targeting solar CSP. Renewable Energy World Magazine. May – June 2011
Palabras clave: Molten salt technology
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