Análisis y propuestas de sistemas solares de alta exergía que emplean agua como fluido calorífero

Resumen Esta tesis doctoral se ha centrado en el estudio de la generación directa de vapor en colectores cilindro parabólicos, como una alternativa viable a corto plazo para la producción de electricidad mediante sistemas de concentración solar. Las dos líneas de investigación principales de esta tesis han sido el estudio termofluidodinámico del proceso de generación directa de vapor dentro del tubo receptor del colector cilindro parabólico -proceso GDV- y la integración de dicho proceso en plantas termosolares para la producción de electricidad. La novedad de esta tesis reside en que, hasta el momento, no existe ninguna planta termosolar de generación directa de vapor con colectores cilindro parabólicos, y sólo se ha construido un lazo de pruebas para ensayar esta tecnología en la Plataforma Solar de Almería, dentro del proyecto DISS (DIrect Steam Generation). A partir de este proyecto, que sirvió para demostrar la viabilidad técnica de la generación directa de vapor, se han puesto en marcha dos nuevos proyectos para la construcción de centrales termosolares basadas en esta tecnología, de pequeña potencia (3 MWe y 5 MWe), aunque el objetivo final sigue siendo la construcción, en un futuro, de una planta de 50 MWe. Para iniciar el estudio de la generación directa de vapor en colectores cilindro parabólicos, se ha desarrollado un modelo termofluidodinámico del tubo receptor a través del cual pasa el fluido calorífero, en este caso, agua-vapor. Dicho modelo estudia de forma muy detallada las correlaciones para la transmisión de calor entre las diferentes superficies, con especial atención a la simulación de la zona de flujo bifásico por el interior del tubo receptor, tanto en la determinación del coeficiente de transmisión de calor por convección como en la pérdida de presión en este régimen. Debido a que el modelo termofluidodinámico está basado en balances teóricos de energía en lugar de coeficientes globales de transmisión de calor, presenta dos ventajas importantes sobre otros modelos similares de generación directa de vapor. Por un lado, permite analizar y optimizar los parámetros de diseño -ópticos, térmicos y geométricos- del tubo receptor. Por otro lado, permite estudiar el comportamiento térmico del colector cuando circulan otros fluidos de trabajo a través del tubo receptor, sin más que cambiar las propiedades características del fluido de trabajo. De esta forma, se ha realizado en primer lugar un análisis de sensibilidad para identificar los parámetros de diseño que más influyen en el comportamiento térmico de un lazo de colectores tipo integrado en una planta GDV de 50 MWe. El análisis se ha realizado desde un punto de vista energético y exergético. Se ha considerado importante incorporar la variable exergía, pues informa sobre la calidad de la energía transmitida y las irreversiblidades asociadas a dicha transmisión. En segundo lugar, se ha podido realizar un análisis comparativo de la generación directa de vapor con otras tecnologías que emplean diferentes fluidos de trabajo en el receptor del colector cilindro parabólico. Estas tecnologías, en las que el fluido calorífero del campo solar no coincide con el fluido de trabajo del bloque de potencia se engloban bajo el nombre de tecnologías HTF (Hear Transfer Fluid). Los fluidos de trabajo que se han considerado para este estudio han sido: agua-vapor, aceite (Therminol VP-1) y sales fundidas (Solar Salt). Con el fin de fijar una adecuada ventana de diseño en la que cada tecnología pueda ser comparada en condiciones similares, el estudio comparativo se ha centrado en una planta de 20 MWe para cada una de las tecnologías consideradas, sin hibridación ni almacenamiento térmico. Los resultados obtenidos en este estudio ponen de manifiesto que la generación directa de vapor presenta unos rendimientos, en condiciones de diseño y anuales, claramente superiores a los de las otras tecnologías HTF. Existen multitud de factores que influyen en estas diferencias. Entre otros, la ausencia de un generador de vapor intermedio entre el campo solar y el bloque de potencia, además de la menor superficie de espejos que se precisa en el caso de la generación directa de vapor. Para terminar este trabajo de investigación, el estudio se ha centrado en una planta termosolar GDV de 50 MWe. Se ha elegido este tamaño de planta porque es el tamaño óptimo para trabajar con colectores cilindro parabólicos. No se recomienda ir a tamaños de planta mucho mayores, ya que el control y la estabilidad entre lazos paralelos se complica a medida que aumenta la extensión del campo solar; las pérdidas de cargas en las tuberías de interconexión crecen exponencialmente al aumentar el tamaño del campo; de igual forma, los costes de inversión también se multiplican al aumentar la superficie de espejos. Una vez fijado el tamaño de planta, el estudio se ha centrado en la optimización del acoplamiento campo solar-bloque de potencia. Como resultado de dicho análisis se han identificado los parámetros de acoplamiento, proponiéndose valores óptimos para cada uno de ellos. Por último, se han propuesto tres esquemas de plantas termosolares GDV de 50 MWe: plantas sin almacenamiento ni hibridación, plantas con hibridación mediante caldera auxiliar de gas natural, y plantas con almacenamiento e hibridación. Se ha considerado que los dos primeros esquemas no tienen control sobre el intervalo de producción, mientras que el último esquema sí que tiene un intervalo de producción fijo en el que la planta está conectada a la red eléctrica. Respecto a la planta termosolar sin almacenamiento ni hibridación, se ha realizado una optimización del sobredimensionamiento del campo solar respecto del bloque de potencia. Dicha optimización consiste en encontrar el tamaño de campo solar óptimo, es decir, aquel para el que el precio del kWhe se minimiza. Los estudios realizados, basados en datos semi-horarios de 5 años, proponen como valor óptimo un múltiplo solar igual a 1.25. En segundo lugar, se ha analizado el esquema de planta termosolar con hibridación fósil y sin almacenamiento. Se ha comprobado que el hecho de introducir hibridación siempre supone una reducción del coste del kWhe. No se puede concluir con este resultado que la configuración óptima consiste en minimizar el aporte solar. Puede que esto sea cierto con el estado de costes actuales, pero en el momento que se encarezca el precio del combustible fósil o se abaraten los costes de la tecnología solar, la afirmación anterior deja de cumplirse. Sin embargo la hibridación con combustible fósil es una solución a corto-medio plazo para el desarrollo de ésta y otras tecnologías de concentración solar. Esta propuesta toma más fuerza incluso si se tiene presente que los sistemas de almacenamiento se encuentran todavía en un nivel de desarrollo muy incipiente. Por último, se ha analizado el esquema de planta termosolar más completo, con almacenamiento, hibridación con caldera auxiliar y un intervalo de producción eléctrica definido. Para este último análisis, se han tomado datos cada 5 minutos de un año meteorológico tipo. Este último esquema se propone como la mejor opción a futuro, ya que el hecho de poder establecer con anterioridad el intervalo de producción en el que la planta va a estar en funcionamiento supone una ventaja importante de esta tecnología sobre otras formas de producción de energía eléctrica mediante fuentes renovables. De esta forma, se podría vender la electricidad en los periodos de mayor demanda, beneficiándose de precios mejores: y se eliminaría uno de los grandes problemas de las energías renovables, que son las inestabilidades que se pueden provocar en la red eléctrica como consecuencia de la aleatoriedad de estas fuentes de energía. This Thesis is dedicated to Direct Steam Generation (DSG) in parabolic trough collectors, as an alternative to electricity production by means of Solar Concentrating Technologies. This study has been carried out following two main points: the thermofluidynamic model of direct steam generation in parabolic trough collectors and integration of this process in solar thermal power plants to electricity production. This thesis innovation is based on the fact that there are no direct steam generation parabolic trough power plants at present, and only a test loop has been constructed in Plataforma Solar de Almería, within the DISS (DIrect Steam Generation) project. After this project, that demonstrated technical viability of direct steam generation, two other projects have been started, for the development of two pre-commercial demonstration plants based on DSG technology. Net electrical power of these plants will be 3 MWe and 5 MWe, although the latest objective is the construction of a 50 MWe DSG parabolic trough plant. The first step in this study has been the development of a thermofluidynamic model of the parabolic trough receiver tube refrigerated by water-steam. This model makes a comprehensive analysis of the heat transfer correlations and pressure drop equations that characterize both single-phase two two-phase regions. Because of the model is based on theoretical thermal balances rather than empirical global heat transfer coefficients, it presents two important advantages in comparison with other similar models. On the one hand, it can be applied to evaluate and optimize the receiver tube design parameters -optical, thermal and geometrical parameters-. On the other hand it can be applied to study the parabolic trough thermal behaviour when they are refrigerated by other fluids, changing certain thermal fluid properties. As a consequence of the first advantage, a sensitivity analysis has been carried out in order to identify the more important design parameters from the point of view of the energy and exergy efficiency. Exergy is considered the suitable magnitude to guide any optimization process in this field, because it accounts for all relevant energy gains and losses, characterized by their corresponding temperature and pressure. The second advantage has been the basis for the comparative analysis between Direct Steam Generation and HTF (Heat Transfer Fluid). In these last technologies the heat transfer fluid in the solar field and the working fluid in the power block are different, so a steam generation is necessary between both systems. The three heat transfer fluids analyzed have been water-steam, oil (Therminol VP-1) and molten salt (Solar Salt). In order to have a proper framework in which each HTF technology can be analyzed in similar conditions, a reference configuration for a 20 MWe solar-only power plant, using neither hybridization nor thermal storage, has been set according to the state-of-art of the engineering plant lay-out for each technology. Results from this study show that direct steam generation design-point and annual efficiencies are greater than those of the other HTF technologies. There are several reasons for these differences. For example, there is no need for a steam generator in the case of direct steam generation, and the solar field is also more compact in this case. The last chapter of this Thesis focuses on the study of a 50 MWe DSG power plant. This nominal power has been selected because it is an optimum size for parabolic trough plants. It is not recommended greater powers, because the control and the stability between parallel loops are more complicated in more extensive fields; pressure drop increases in an exponential manner as the piping system length increases; in the same way, inversion costs raise as collector surface extends. Once the nominal power has been set, the analysis has been focused on the optimization of solar field - power block coupling. As a result of this analysis, the main coupling parameters have been identified, and optimal values for these parameters have been proposed. Three different layouts for 50 MWe DSG plants have been proposed: solar plants using neither hybridization nor thermal storage, solar plants with auxiliary fossil-fired heater and hybrid solar plants with thermal storage. It has been also considered two operation strategies: solar dispatching, for the first and second solar plant layouts presented, and scheduled load mode, for the case of considering both thermal storage and fossil hybridization. An optimization of the solar field size has been done for the case of solar-only DSG thermal power plant. This optimization involves to calculate the solar multiple for which the levelized cost of energy is minimum. The simulation has been done on the basis of a five-years solar radiation data, resulting an optimum solar multiple equal to 1.25. The analysis on the second solar plant layout proposed has demonstrated that hybrid schemes always reduce the kWhe price. This result does not mean that the optimum configuration consists of a minimum solar contribution. This is true within the current economical framework, in which fossil prices are low and the solar technology is expensive. Nevertheless, fossil hybridization is proposed as a short-medium term solution for the concentrated solar thermal technologies, even more in case of taking into account that thermal storage systems are still being tested. At last, the hybrid solar plant with thermal storage and a scheduled load mode has been analyzed. The annual electricity production has been calculated by simulating the plant performance over a reference meteorological year at Plataforma Solar de Almería, with five-minutes beam solar radiation data. This last layout is proposed as the best option for the future, because the scheduled load mode is an important advantage of this technology over other renewable energy based technologies. As a result, electricity could be sold during peak-periods; and one of the main problems of renewable energy for electricity production would be overcome because instabilities in the national grid, owing to this energy resources aleatoriety, would be avoided